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DISEÑO DE LA ESTRATEGIA DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO

ELÉCTRICO Y ACTUALIZACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS DE

DIAGNÓSTICO PARA EL CONTRATO DE OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO DE CONFIPETROL EN CAMPO RUBIALES

Judith Adela Canchila Rivera

Yazmín Astrid Nieto Valbuena

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACULTAD DE INGENIERÍA PROYECTO CURRICULAR INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C. 2018

DISEÑO DE LA ESTRATEGIA DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO

ELÉCTRICO Y ACTUALIZACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS DE

DIAGNÓSTICO PARA EL CONTRATO DE OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO DE CONFIPETROL EN CAMPO RUBIALES

Judith Adela Canchila Rivera

Código: 20111007049

Yazmín Astrid Nieto Valbuena

Código:20111007051

Pasantía presentada como requisito para optar al título de:

Ingeniero Eléctrico

Director Interno: Oscar David Florez Cediel

Director Externo: José Alexander Peña Becerra

Carlos Alberto Trujillo Hernández

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACULTAD DE INGENIERÍA PROYECTO CURRICULAR INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C. 2018

AGRADECIMIENTOS

Expresamos nuestros más profundos agradecimientos a todas aquellas personas que

contribuyeron en la realización de esta pasantía. Sus aportes han sido valiosos para las

diferentes etapas del proyecto desde gestar la idea hasta hacerla realidad.

Queremos empezar dándole las gracias a Confipetrol S.A.S, no solo por acogernos para

realizar esta pasantía sino por todas las oportunidades de aprender, vivir experiencias de

formación en campo, el excelente trato de cada uno de sus colaboradores, el apoyo

económico y profesional por parte de la Vicepresidencia de Operación y Mantenimiento

para participar en el XX Congreso de Mantenimiento y Gestión de activos de ACIEM; así

como la disposición de trabajar en el proyecto por parte de nuestros directores externos,

Ingeniero Carlos y Alexander quienes con amplia experiencia en su quehacer estuvieron

todo el tiempo compartiéndonos sus conocimientos y dándonos las herramientas

necesarias para poder alcanzar los objetivos de esta pasantía y complementar nuestra

formación como profesionales.

Agradecemos a nuestro director interno, Ingeniero Oscar quien nos apoyó constantemente

durante el desarrollo de la pasantía, orientándonos y motivándonos a trabajar arduamente

y dejar en alto el nombre de nuestra respetada Universidad. Sin su soporte los resultados

obtenidos de esta pasantía no hubieran sido posibles.

A toda la comunidad de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas, quiénes con su

trabajo y vocación por la formación de sus estudiantes permitieron lograr que adquiriéramos

una sólida formación profesional que nos ha abierto grandes puertas hacia un futuro laboral

exitoso.

Finalmente, a nuestras familias y amigos por su apoyo constante que nos dieron la

motivación para alcanzar esta meta.

RESUMEN EJECUTIVO

Confipetrol S.A es una empresa multinacional que brinda soluciones en servicios integrales

de Operación y mantenimiento, con un portafolio de servicios y aplicación de técnicas de

confiabilidad y predictivas de diagnóstico, gestión de activos, confiabilidad operacional,

gestión de riesgos bajo estándares internacionales; dirigido a los sectores de petróleo, gas,

petroquímico, industrial, energético y minero. Esto con el fin de brindarle valor agregado a

los activos de sus clientes, aumentando su producción como aliado estratégico,

solucionando y erradicando los problemas técnicos, restableciendo y garantizando la

integridad de sus equipos y sistemas.

Cuenta con más de 8 años de experiencia en labores de Operación y Mantenimiento siendo

el principal aliado estratégico en el servicio de Mantenimiento para los principales Campos

Petroleros a nivel Nacional, con presencia en Perú y Bolivia.

Dentro de sus objetivos como compañía busca mejorar los márgenes y la rentabilidad del

negocio de forma sostenible con el cumplimiento de los procesos operativos,

administrativos y financieros. Además, busca identificar y controlar todos los factores de

riesgos operativos, administrativos y financieros con potencial de generar daños o pérdidas

sobre las personas, infraestructura, el ambiente, las finanzas y la imagen de la organización.

Asimismo, nivelar y mejorar la competencia del talento humano de la organización,

fortaleciendo su conocimiento y asimilando nuevas tecnologías a través de capacitación y

entrenamiento y mejorar continuamente los procesos del sistema integrado de gestión. [1]

En este contexto Confipetrol busca brindarle valor agregado y ser un aliado estratégico de

Ecopetrol, siendo uno de sus principales clientes. Ecopetrol es la empresa más grande del

país y la compañía petrolera en Colombia con participación mayoritaria de la infraestructura

de transporte y refinación del país. Además, cuenta con campos de extracción de

hidrocarburos en el centro, el sur, el oriente y el norte de Colombia, dos refinerías, puertos

para exportación e importación de combustibles y crudos en ambas costas y una red de

transporte de 8.500 kilómetros de oleoductos y poliductos a lo largo de toda la geografía

nacional, que intercomunican los sistemas de producción con los grandes centros de

consumo y los terminales marítimos [2]. Dentro de su cobertura nacional, Ecopetrol es el

operador de crudo del campo de petróleo más grande de Colombia “Campo Rubiales” el

cual tiene 527 pozos productores activos, 448 Kms de líneas eléctricas, 592 Kms de líneas

de agua y crudo, dos centros de procesamiento de agua y crudo (CPF1 y CPF2)

transportando 135.000 barriles promedio por día al Oleoducto de los llanos (OLD), que

representa el 15% de la producción de petróleo nacional. [1] Ahí radica la importancia de

diseñar una estrategia de mantenimiento predictivo que permita garantizar la confiabilidad

de los equipos, para lo cual se debe dar una adecuada planeación y programación (P&P)

de mantenimiento predictivo (PdM) de los equipos eléctricos de la facilidad de producción

CPF2, a través del diseño de la estrategia y actualización de los procedimientos de

diagnóstico para este contrato de operación y mantenimiento de Confipetrol.

En este trabajo de grado bajo la modalidad de pasantía, para cumplir con el objetivo general

se propone la realización de la Matriz CBM (Condition Based Maintenance) eléctrica a partir

de las técnicas predictivas de diagnóstico basada en la condición de los equipos que se

adapten a los requerimientos del servicio de Campo Rubiales, teniendo en cuenta la

información suministrada por el cliente y a través de la Vicepresidencia de Ingeniería de

Mantenimiento y Confiabilidad (IMC) de Confipetrol.

Dentro de los lineamientos pactados con Confipetrol, se firmó un Acuerdo de

Confidencialidad donde se establece que se tendrá como INFORMACIÓN CONFIDENCIAL

todas las descripciones, datos, productos, documentos, contratos, modelos,

comunicaciones, procesos y operaciones, métodos, fórmulas, know-how y cualquier otra

información de naturaleza técnica, económica, financiera y de otra naturaleza perteneciente

a las operaciones, estrategias, políticas y manejo de actividades, programas o sistemas de

cómputo, software, códigos fuente o códigos objeto, programas o sistemas de cómputo,

algoritmos, fórmulas, diagramas, planos, procesos, técnicas, diseños, fotografías, registros,

compilaciones, información sobre asuntos propios o información de clientes o interna de los

contratantes y, en general, toda aquella información que esté relacionada con programas,

inventos, marcas, patentes, nombres comerciales, secretos industriales, y derechos de

propiedad industrial o intelectual, licencias y cualquier otra información de propiedad de

CONFIPETROL, así como de cada uno de sus socios y miembros consorciados, sin

importar el medio por el cual sea revelada con motivo de su relación.

CONTENIDO

RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................................................ IV

LISTA DE FIGURAS ....................................................................................................................... VI

LISTA DE TABLAS ......................................................................................................................... VII

1. OBJETIVOS .............................................................................................................................. 1

1.1. Objetivo general ................................................................................................................ 1

1.2. Objetivos específicos ....................................................................................................... 1

2. MARCO REFERENCIAL ......................................................................................................... 2

2.1. Antecedentes .................................................................................................................... 2

2.2. Marco Teórico ................................................................................................................... 3

2.2.1. Motores Eléctricos .................................................................................................... 4

2.2.2. Centros de control de motores (CCM), casetas y tableros eléctricos .............. 6

2.2.3. Transformadores Eléctricos .................................................................................... 8

2.2.4. MCEMAX ................................................................................................................... 8

2.2.5. Termografía infrarroja .............................................................................................. 9

2.2.6. Pruebas estándar a transformadores .................................................................... 9

2.2.7. Análisis de aceite dieléctrico ................................................................................. 10

2.2.8. Calidad de potencia (PQ) ...................................................................................... 10

2.2.9. Frecuencia óptima de inspección......................................................................... 10

2.2.9.1. Curva P-F ............................................................................................................. 11

2.2.9.2. Factor de Costos, Fallas y Ajuste .................................................................... 11

3. DESARROLLO DE LA PASANTÍA ...................................................................................... 13

3.1. MATRIZ CBM ...................................................................................................................... 13

3.1.1. Equipos Objeto de Estudio ........................................................................................ 13

3.1.2. Partes de la Matriz CBM ............................................................................................ 13

3.1.3. Características del equipo ..................................................................................... 14

3.1.4. Análisis Causa-Efecto ............................................................................................ 14

3.1.5. Controles modos de falla por técnicas CBM ...................................................... 15

3.1.6. Frecuencia de monitoreo ....................................................................................... 18

3.2. BALANCE DEL RECURSO .............................................................................................. 19

3.3. PROCEDIMIENTOS .......................................................................................................... 20

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS .............................................................................................. 22

4.1. MATRIZ CBM .................................................................................................................. 22

4.2. BALANCE DEL RECURSO .......................................................................................... 22

4.3. PROCEDIMIENTOS ...................................................................................................... 22

5. RESULTADOS ........................................................................................................................ 24

5.1. Matriz CBM ...................................................................................................................... 24

5.2. Balance del Recurso ...................................................................................................... 25

5.3. Actualización de Procedimientos ................................................................................. 26

5.3.1. Termografía ............................................................................................................. 26

5.3.2. Análisis de aceite dieléctrico ................................................................................. 26

5.3.3. MCEMAX ................................................................................................................. 26

5.3.4. Calidad de energía ................................................................................................. 27

5.3.5. Pruebas estándar en transformadores ................................................................ 29

6. EVALUACIÓN Y CUMPLIMIENTO DE LOS OBJETIVOS .............................................. 31

7. CONCLUSIONES ................................................................................................................... 32

8. RECOMENDACIONES .......................................................................................................... 33

9. CRONOGRAMA ..................................................................................................................... 34

BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................... 35

ANEXO ............................................................................................................................................. 37

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.Proceso de Campo Rubiales ............................................................................... 2

Figura 2. Formato para la elaboración de procedimientos Confipetrol. .............................. 4

Figura 3. Equipo MCEMAX ............................................................................................... 8

Figura 4. Curva P-F. ........................................................................................................ 11

Figura 5. Balance de horas hombre para la implementación de la estrategia por técnica. 19

Figura 6. Balance de horas hombre para la implementación de la estrategia por familia de

equipos. ........................................................................................................................... 19

Figura 7. Flujo de trabajo para la aplicación de técnicas CBM en equipos ....................... 21

LISTA DE TABLAS

Tabla I. Modos de falla en motores eléctricos ................................................................... 6

Tabla II. Subdivisión de equipo .......................................................................................... 7

Tabla III. Modos de falla Switchgear ................................................................................. 7

Tabla IV. Modos de falla en transformadores ..................................................................... 8

Tabla V. Equipos Objeto de Estudio ................................................................................ 14

Tabla VI. Modos de falla para motores objeto de estudio. ................................................ 15

Tabla VII. Modos de falla para CCM, casetas y tableros eléctricos objeto de estudio. ..... 15

Tabla VIII. Modos de falla para Transformadores objeto de estudio. ................................ 15

Tabla IX. Controles modos de falla por termografía. ........................................................ 16

Tabla X. Controles modos de falla por ADD ..................................................................... 17

Tabla XI. Controles modos de falla por MCEMAX. ........................................................... 17

Tabla XII. Controles modos de falla por PQ ..................................................................... 18

Tabla XIII. Sección 1 matriz CBM: Características del equipo .......................................... 22

Tabla XIV. Sección 2 matriz CBM: Análisis causa - efecto ............................................... 22

Tabla XV. Sección 3 matriz CBM: Controles modos de falla por técnica .......................... 22

Tabla XVI. Sección 4 matriz CBM: Frecuencia y cantidad de monitoreos anuales por

técnica. ............................................................................................................................ 23

Tabla XVII. Sección 5 matriz CBM: Tiempos de monitoreo y análisis por técnica. ........... 23

Tabla XVIII. Sección 6 matriz CBM: Resumen de tiempo de intervención en HH para el

equipo. ............................................................................................................................. 23

Tabla XIX. Balance general eléctrico para la implementación de la estrategia PdM

eléctrico. .......................................................................................................................... 23

Tabla XX. Distancias de seguridad .................................................................................. 24

Tabla XXI. Límites distorsión voltaje. IEEE Std 519-2014 ............................................... 24

Tabla XXII. Valores recomendados de resistencia de aislamiento por IEEE .................... 25

Tabla XXIII. Guía para la identificación de fenómenos que caracterizan el comportamiento

de un sistema eléctrico, basado en el IEEE Std. 1159:2009 ............................................ 26

Tabla XXIV. Límites distorsión voltaje. IEEE Std 519-2014 ............................................ 27

Tabla XXV. Límites de distorsión de armónicos de tensión en baja y media tensión de

acuerdo con IEC 61000-3-6. ............................................................................................ 27

Tabla XXVI. Límites de distorsión de armónicos de voltaje. Estándar europeo EN50160 27

Tabla XXVII. Selección de la tensión en corriente continua para la prueba ...................... 28

Tabla XXVIII. Valores recomendados de resistencia de aislamiento por IEEE ................ 28

1

1. OBJETIVOS

1.1. Objetivo general

Diseñar la estrategia de mantenimiento predictivo eléctrico y actualización de los

procedimientos de diagnóstico para el contrato de operación y mantenimiento de Confipetrol

en campo Rubiales

1.2. Objetivos específicos

Realizar la Matriz de CBM con base en la información suministrada por el cliente, el

consolidado de los equipos intervenidos hasta la fecha y de acuerdo con la ISO

14224, dentro del alcance del contrato.

Determinar el balance del recurso de profesionales, tiempos (HH) y costos para la

ejecución de la matriz de CBM.

Actualizar los procedimientos e instructivos CBM para la implementación en campo

de las técnicas definidas dentro del alcance de los servicios prestados por

Confipetrol de acuerdo con las normas aplicables a estas.

2

2. MARCO REFERENCIAL

2.1. Antecedentes

La industria de hidrocarburos demanda una alta confiabilidad de los equipos eléctricos y

mecánicos dado que se necesita disponer de los activos en el momento que son requeridos

para evitar paradas que afecten la producción del crudo, dichas pérdidas representan

elevadas pérdidas económicas que repercuten en la economía del país. Dentro de este

contexto, dado que Confipetrol es el operador del contrato de mantenimiento de los activos

de Ecopetrol de diferentes campos, entre ellos Campo Rubiales, que es el campo petrolero

de más grande del país y uno de los principales activos en Latinoamérica[3], como aliado

estratégico busca implementar estrategias que le permitan generar valor a sus activos.

El mantenimiento en grandes industrias como el sector de hidrocarburos ha tomado cada

vez más importancia ya que una adecuada planeación, permite a las empresas generar

mayor valor a sus activos. Es así como hoy en día se habla de diferentes tipos de

mantenimiento: correctivo y preventivo, dentro del cual se tiene el mantenimiento

predeterminado o mantenimiento basado en condición (CBM), el cual ha tomado gran

interés en la industria ya que no solo busca prevenir la ocurrencia de fallos inesperados en

los equipos, además permite monitorear los equipos con técnicas que no afecten la

operación y en tiempos donde la relación costo- beneficio sea mayor.

Campo Rubiales se encuentra ubicado a 167 kilómetros del casco urbano de Puerto Gaitán,

Meta y a 465 kilómetros de Bogotá; tiene una extensión territorial de 56.900 hectáreas,

equivalente a 1,3 veces el área urbana de Bogotá. Cuenta con 592 kilómetros de líneas de

recolección de agua y crudo, que equivalen a la distancia entre Bogotá y Cúcuta. Tiene 436

kilómetros en vías, más de 100 veces la pista de aterrizaje del aeropuerto El Dorado de

Bogotá.[3]

El campo cuenta con 448 km de redes eléctricas y demanda 190 MW de energía por día

para su funcionamiento, que representa dos veces la capacidad requerida para abastecer

a la ciudad de Cartagena, de la cual el 60% de la energía del campo es autogenerada.

Ecopetrol creó la Vicepresidencia Regional Oriente (VRE) para liderar la operación del

campo, la cual está conformada por 344 trabajadores directos y más de 1.000 trabajadores

de contratistas.

Figura 1.Proceso de Campo Rubiales Fuente: “Así funciona Rubiales”-Ecopetrol. [3]

3

El proceso para la extracción del crudo se lleva a cabo a través de diferentes etapas:

inicialmente se toma el agua de las fuentes hídricas para ser inyectadas a los 527 pozos

que se encuentran activos, de los cuales el crudo viene acompañado de sedimentos, agua

y gas natural, por lo cual, se transporta a través de las líneas de crudo hacia las facilidades

de producción donde se realiza el tratamiento para su separación y posterior transporte. En

los tanques del CPF1 y CPF2 se realiza el proceso de tratamiento del fluido proveniente de

los pozos, separando el crudo del agua, sedimentos y gases. En la entrada de los tanques

se realiza la separación del gas del fluido proveniente de los pozos, el cual posteriormente

se transporta y se quema. El agua, crudo y lodos ingresan al tanque donde son separados

por decantación. El agua remanente del proceso es sometida a tratamiento para su

recuperación, al igual que los lodos aceitosos recuperados del agua de producción y los

drenajes de los tanques son tratados en los sumideros. Finalmente, el crudo es

almacenado en los tanques de producción para posteriormente ser despachado hacia el

oleoducto (OLD).

2.2. Marco Teórico

De acuerdo con la ISO 14224 [4] la confiabilidad se define como la probabilidad de que un

equipo pueda desarrollar continuamente una función requerida, sin fallas, durante un

intervalo específico de tiempo cuando opera bajo condiciones dadas, para lograr una buena

confiabilidad se requiere aplicar técnicas de mantenimiento tales como: Mantenimiento

Correctivo y Predictivo.

El Mantenimiento predictivo (PdM) que utiliza técnicas no intrusivas para determinar la

condición de los equipos (CBM), permitiendo estudiar los parámetros de interés, sin

intervenir en el proceso. Este mantenimiento es realizado en intervalos predeterminados o

según criterios prescritos, y destinado a reducir la probabilidad de falla o la degradación del

funcionamiento de un elemento.[4]

El mantenimiento PdM aplica técnicas no intrusivas para determinar la condición de

funcionamiento de los equipos, obteniendo el momento óptimo en el cuál se debe aplicar el

plan de mantenimiento de un equipo. La matriz CBM permite analizar los tiempos de

monitoreo y análisis de los equipos, representado en las Horas Hombre (HH) requeridas

para diseñar la estrategia de mantenimiento aplicando técnicas CBM y obteniendo el

diagnóstico del estado actual de los equipos.

Confipetrol cuenta con un Sistema de Gestión de la Información (SIGI) en cual se

encuentran los procedimientos, formatos e instructivos de las actividades propias de su

operación.

Para diseñar la estrategia de mantenimiento, se utilizan como soporte del proceso los

siguientes documentos:

Procedimiento CBM.

Formato Matriz CBM.

Flujograma de Proceso CBM.

Matriz VARISC CBM.

Procedimiento Medición Termografía Infrarroja.

Procedimiento Toma Muestra Aceite Dieléctrico

4

Procedimiento para realizar mediciones de calidad de energía en transformadores,

CCM, tableros o equipos eléctricos de facilidades

Procedimiento monitoreo eléctrico estático y dinámico en máquinas rotatorias con

MCEMAX.

Procedimientos para pruebas estándar a transformadores: procedimiento para la

prueba de relación de transformación para transformadores de potencia, procedimiento

para prueba de resistencia de aislamiento a transformadores de potencia,

procedimiento para prueba de resistencia de devanados a transformadores de potencia.

Finalmente, los procedimientos mencionados se estructuran bajo los lineamientos

presentados a continuación

1. OBJETIVO 2. ALCANCE 3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS 4. RESPONSABILIDADES 5. HERRAMIENTAS Y EQUIPOS 6. PRECAUCIONES DE SALUD Y SEGURIDAD 7. ASPECTOS AMBIENTALES 8. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES

9. CRITERIOS DE ACEPTACION 10. DOCUMENTOS DE REFERENCIA 11. ANEXOS 12. REGISTRO DE APROBACION

Elaboró Fecha

Elaboración Revisó

Fecha de

Revisión Aprobó

Fecha de

Aprobación Custodio

Figura 2. Formato para la elaboración de procedimientos Confipetrol. Fuente: Plantilla de elaboración de procedimiento- Confipetrol

2.2.1. Motores Eléctricos

Los problemas de origen eléctrico detectables con las técnicas de análisis de vibración, corriente y tensión se pueden clasificar en seis zonas de fallo [5]:

Zona de Falla - Calidad de Energía: La zona de falla de Calidad de Energía se concentra en la condición de voltaje y la corriente alimentando el motor. Una pobre calidad de energía afecta la operación y salud de motores eléctricos. Los motores son afectados por diferentes factores durante su operación normal. Variaciones o distorsiones en el voltaje aplicado a un motor resulta en aumentos en los factores térmicos y eléctricos que afectan las bobinas y pueden afectar el rotor.

Zona de Falla - Circuito de energía: La zona de falla del Circuito de Potencia se refiere a

todos los conductores y conexiones que existen entre el punto de medición hasta las

conexiones al motor. Esto incluye fusibles, contactores, interruptores, conexiones, etc.

Estudios en sistemas de distribución industrial han demostrado que conectores y

conductores son la causa de un 46 % de las fallas que reducen la eficiencia de un motor.

5

Zona de Falla - Aislamiento: La zona de falla del Aislamiento describe la condición del

aislamiento que existe entre las espiras y tierra. Para que equipos eléctricos operen

adecuadamente y con seguridad es necesario que el flujo de corriente sea en circuitos

definidos sin fugas entre conductores. El deterioro del sistema de aislamiento puede causar

situaciones peligrosas para el personal expuesto a la corriente de fuga.

Zona de Falla - Estator: La Zona de Falla del Estator es considerada la más controversial

debido a lo difícil que puede ser la detección temprana de fallas y la prevención de fallas en

las bobinas. Las bobinas son el corazón del motor ya que producen el campo magnético, la

corriente de inducción y la fuerza necesaria para rotar el rotor y el eje. Dicha dificultad es

intensificada en máquinas de alto voltaje donde el tiempo de desarrollo de una falla es

mucho más corto. Esta Zona de falla puede ser descrita como el aislamiento entre las

espiras, las bobinas y las fases de un motor.

Zona de Falla - Rotor: La zona de falla del rotor se refiere a la integridad de las barras, las

laminaciones y los anillos de motores de jaula de ardilla. En un estudio efectuado por EPRI y

General Electric, defectos en el rotor son responsables de aproximadamente un 10 % de

las fallas a motores eléctricos. El rotor, aunque responsable de solo una pequeña fracción

de las fallas. Puede tener una alta influencia a que otras zonas fallen.

Zona de Falla - Entrehierro: La Zona de Falla del Entrehierro describe la distancia entre

el rotor y estator dentro del motor. Si la distancia no es igual a través de la circunferencia

quiere decir que existe excentricidad del entrehierro. Las variaciones del campo magnético

en el entrehierro crean desequilibrios en el flujo de corriente y puede ser identificado en el

espectro de corriente. Algunas fallas que se pueden detectar en las zonas de falla son [6]:

Terminales y conexiones flojas, oxidadas o de alta resistencia Variadores de frecuencia defectuosos. Barras o anillos flojos o rotos. Conductores defectuosos, dañados o de alta resistencia. Deterioros en el

aislamiento. Fusibles o contactos oxidados. Desequilibrios en el circuito. Consumos excesivos de energía. Excentricidad Cortocircuitos etc.

Dentro de las operaciones de mantenimiento en motores eléctricos las pruebas más

utilizadas para determinar el estado y funcionamiento de estos son [7]:

Pruebas Estáticas

• Resistencia óhmica.

• Índice de Polarización

• Comportamiento y tendencia del IR

• Capacitancia.

• Inductancia.

• Voltaje a Pasos.

6

• Evaluación de la influencia del rotor

Pruebas Dinámicas

• Evaluación de tensiones, corrientes, armónicos, factores de cresta.

• Evaluación de desbalances de tensiones y corrientes.

• Evaluación de la Impedancia.

• Determinación de factores de potencia y diagrama fasorial.

• Obtención del espectro de la corriente en alta y baja resolución.

• Demodulación de la corriente.

Dentro del diseño de una matriz CBM eléctrica, es de interés identificar los posibles modos

de falla de los equipos a intervenir. En motores eléctricos los modos de falla más úsales

son de tipo mecánico, seguido de los relacionados con el rotor y estator[6]. La ISO

14224:2016 sugiere una codificación alfabética para los modos de falla más comunes en

equipos rotativos, para el caso de motores eléctricos se tienen los tabulados en la tabla I.

Tabla I. Modos de falla en motores eléctricos

Código modo de falla

Denominación en español Denominación en ingles

AIR Lectura anormal del instrumento Abnormal instrument Reading

BRD Avería Breakdown

ERO Salida errática Erratic output

ELU Fuga externa - medio de servicio External leakage – utility médium

FTS No se puede iniciar a pedido Failure to start on demand

HIO Alto rendimiento High output

LOO Bajo rendimiento Low output

NOI Ruido Noise

OHE Calentamiento excesivo Overheating

PDE Desviación de parámetros Parameter deviation

SER Problemas menores en el servicio Minor in-service problems

STD Deficiencia estructural Structural deficiency

STP Falla de parada en demanda Failure to stop on demand

OTH Otros Other

UNK Desconocido Unknown

UST Parada espuria Spurious stop

VIB Vibraciones Vibration Fuente: ISO 14224 [4]

2.2.2. Centros de control de motores (CCM), casetas y tableros eléctricos

El tablero eléctrico es la parte principal de la instalación eléctrica, en el mismo se encuentran

todos los dispositivos de seguridad y maniobra de los circuitos eléctricos de la instalación.

Consiste en una caja donde se montan los interruptores automáticos respectivos,

cortacircuitos y fusibles[http://red.uao.edu.co/bitstream/10614/5312/1/TMD01695.pdf].

7

Las celdas (en inglés Switchgear) son el conjunto continuo de secciones en las cuales se

ubican equipos de maniobra (interruptores de potencia extraíbles, seccionadores, etc.),

medida (transformadores de corriente y de tensión, etc.), y cuando se solicite, equipos de

protección y control, montados en uno o más compartimientos insertos en una estructura

metálica externa, y que cumple la función de recibir y distribuir la energía. En la tabla II se

presentan los ítems mantenibles para estos equipos según la taxonomía sugerida por la

ISO 14224:216. Tabla II. Subdivisión de equipos tomado de [4]

Unidad de equipo

Switchgear

Subunidad Circuitos principales de potencia

Control de protección y monitoreo

Misceláneo

Items Mantenibles

Cortacircuitos Terminación del cable Transformadores de corriente Transformadores de tensión Desconectador Seccionador de puesta a tierra Arrancadores de motor (contactor) Solenoide Barra de distribución

Medida Relé de protección y enclavamiento Fuente de alimentación de control Disyuntores miniatura (MCB) Interface de comunicación Bloques de terminales y conectores Sensor Válvula Tubería Alambrado

Armario de interfaz Refrigeración Recinto

Fuente: ISO 14224 [4]

El estándar ISO 14224:2016 sugiere una codificación alfabética para los modos de falla

más comunes en equipos eléctricos, para el caso de CCM, casetas y tableros eléctricos se

tienen los tabulados en la tabla III.

Tabla III. Modos de falla Switchgear




FTC No cerrar en la demanda Failure to close on demand

FTF No funciona a demanda Failure to function on demand

FTI Incumplimiento de funcionamiento según lo previsto

Failure to function as intended

FTO No se puede abrir a pedido Failure to open on demand

NOI Ruido Noise


OTH Otros Other

SPO Operación espuria Spurious operation

UNK Desconocido Unknown

UST Parada espuria Spurious stop

VIB Vibración Vibration Fuente: ISO 14224 [4]

8

2.2.3. Transformadores Eléctricos

El estándar ISO 14224:2016 sugiere una codificación alfabética para los modos de falla

más comunes en equipos eléctricos, para el caso de transformadores de potencia se tienen

los tabulados en la tabla IV.

Tabla IV. Modos de falla en transformadores



AIR Lectura anormal del instrumento Abnormal instrument Reading


FOV Voltaje de salida defectuoso Faulty output voltage

FTF No funciona a demanda Failure to function on demand

INL Fuga interna Internal leakage


OTH Otros Other

PDE Desviación de parámetros Parameter deviation

PLU Taponado / ahogado Plugged/ choked

SER Problemas menores en el servicio Minor in-service problems

SPO Operación espuria Spurious operation

STD Deficiencia estructural Structural deficiency

UNK Desconocido Unknown Fuente: ISO 14224 [4]

2.2.4. MCEMAX

Para realizar las pruebas mencionadas en la sección de motores eléctricos es común

utilizar el equipo especializado de monitoreo conocido comercialmente como MCEMAX,

se procede a dar una explicación de este.

Figura 3. Equipo MCEMAX Fuente: Tomado de [8]

El equipo MCEMax es un equipo probador de motores eléctricos no destructivo que combina las características del analizador en estático MCE y del analizador en dinámico EMAX en una sola unidad portátil, para recolectar todos los datos necesarios para el análisis basado en la condición de los motores eléctricos. Para realizar un diagnóstico completo del motor El MCEMAX prueba todas las zonas de falla tales como [6]:

9

Calidad de energía Calidad del circuito Aislamiento Estator Rotor Entrehierro Aumento de la eficiencia del mantenimiento Minimización perdida de producción Reducción de costos de operación Incremento de los beneficios de explotación

2.2.5. Termografía infrarroja

IRT (Infrared Thermography) se basa en medir la distribución de la energía térmica radiante

(calor) emitida desde una superficie objetivo, y convertir esto en un mapa de diferencias de

intensidad de radiación (mapa de temperatura de superficie) o termograma. Por lo tanto, el

termógrafo requiere una comprensión del calor, la temperatura y los diversos tipos de

transferencia de calor como requisitos previos esenciales al llevar a cabo esta actividad[9].

La energía térmica está presente con la operación de todas las máquinas. Puede ser en

forma de fricción o pérdidas de energía, como una propiedad de los medios del proceso,

producida por el proceso real mismo o cualquier combinación de los mismos. Como

resultado, la temperatura puede ser un parámetro clave para controlar el rendimiento de las

máquinas, la condición de las máquinas y el diagnóstico de problemas de la máquina. IRT

es una tecnología ideal para realizar esta monitorización de la temperatura porque

proporciona imágenes térmicas completas de una máquina, o un componente de la

máquina, de forma no intrusiva; requiere poca configuración y proporciona los resultados

en un período muy corto de tiempo[9].

2.2.6. Pruebas estándar a transformadores

Prueba de relación de transformación

La prueba de relación de transformación tiene como objetivo verificar la polaridad y la

relación de transformación de los devanados de un transformador, para asegurar que no

existen cortocircuitos entre espiras ni errores en las conexiones de boquillas y cambiadores

de derivaciones. También se pueden detectar falsos contactos y circuitos abiertos.

Respecto a la polaridad, permite verificar el diagrama de conexión de los transformadores

o determinarlos cuando la placa se ha extraviado. Las pruebas se realizan con un probador

de relación de transformación, también conocido como TTR (Transformer Test Ratio). Este

equipo está integrado por un transformador patrón con un gran número de derivaciones, lo

cual permite obtener una relación de transformación variable[10].

Prueba de resistencia de aislamiento

Esta prueba se lleva a cabo utilizando un equipo llamado megaóhmetro el cual, aplicando

una tensión continua al transformador obtiene un resultado expresado en kΩ, MΩ, GΩ

incluso TΩ. Esta resistencia expresa la calidad del aislamiento entre dos elementos

conductores. Su naturaleza no destructiva (puesto que la energía es limitada) hace que esta

10

prueba sea especialmente interesante para el seguimiento del envejecimiento de los

aislantes durante el período de explotación de un equipo o de una instalación eléctrica[11].

Prueba de resistencia de devanados

Para medir la resistencia del devanado, el devanado debe cargarse hasta que el núcleo

esté saturado. A continuación puede determinarse la resistencia midiendo la corriente y la

tensión de CC. Para devanados con tomas múltiples, esto hay que realizarlo en cada

posición de toma, probando por tanto el OLTC y el devanado juntos.

El instrumento utilizado para estas pruebas se conoce como Micróhmetro.

2.2.7. Análisis de aceite dieléctrico

Consiste en la acción confiable de tomar una muestra representativa de aceite dieléctrico

para su posterior análisis. La confianza que se puede tener de la muestra está

directamente relacionada con la precisión del muestreo. A mayor precisión en el muestreo

menor será el error del mismo. Para ello se han considerado las siguientes fuentes de

error [12]:

Cantidad de muestra: a mayor cantidad de muestra menor será el error asociado con la

medida de la misma.

Cantidad de muestras: ya que en algunos casos se recomienda tomar muestras

compuestas para disminuir el sesgo relacionado con muestras puntuales.

Clase de muestra: algunos tipos de muestra, como las muestras superficiales, de fondo, o

de salida, pueden tomarse de una forma más fácil, reproducible e inequívoca que, por

ejemplo, una muestra de corrido.

2.2.8. Calidad de potencia (PQ)

Describe una amplia variedad de fenómenos electromagnéticos que caracterizan la tensión

y la corriente en un momento dado y en una ubicación determinada en el sistema de

potencia[13].

Cuando se habla de la calidad en el suministro de energía eléctrica se refiere a la

disponibilidad de este, que puede evaluarse a través de indicadores como SAIDI (duración

media de las interrupciones) y SAIFI (frecuencia media de interrupciones por cliente).

Adicional se valora la desviación de la tensión y corriente de su forma ideal entendiendo

estas desviaciones como perturbaciones.

2.2.9. Frecuencia óptima de inspección

Es un aspecto clave el cálculo de la frecuencia de monitoreo, ya que permitirá hacer un

buen balance de las horas hombre (HH) necesarias para realizar el monitoreo de los

equipos, donde se evite hacer mantenimientos innecesarios y se refleje la relación beneficio

costo de aplicar CBM en los equipos y se genere valor sobre los activos.

Existen diferentes metodologías que permiten calcular la frecuencia óptima de inspección,

aplicando metodologías cuantitativas o cualitativas tales como la Curva P-F y cálculo del

factor de falla, costos y ajuste. Por otra parte, la frecuencia óptima de inspección se puede

11

determinar a partir del cálculo de probabilidad de falla de los equipos relacionándolo con su

criticidad.

2.2.9.1. Curva P-F

La curva P-F describe desde la entrada en funcionamiento de un equipo, el momento en

que comienza una falla y prosigue el deterioro hasta un punto en el cual puede ser

detectado (el punto de Falla Potencial "P"). A partir de ahí, si no se detecta y no se toman

las acciones adecuadas, continúa el deterioro a veces a un ritmo acelerado hasta alcanzar

el punto "F" de Falla Funcional. El tiempo que transcurre entre el punto en que aparece una

Falla Potencial y el punto en el cual se transforma en una Falla Funcional, se conoce como

intervalo P-F [14].

Este intervalo de tiempo entrega el tiempo total que se dispone para evitar la falla funcional.

Para garantizar el reconocimiento oportuno de las fallas potenciales, la frecuencia de

inspección debe ser menor al intervalo P-F respectivo. El intervalo P-F neto es el intervalo

real que se cuenta para evitar una falla funcional. La magnitud del intervalo P-F neto

depende directamente de la frecuencia de inspección determinada [15].

Figura 4. Curva P-F. Fuente: Elaboración propia con [15],[16]

2.2.9.2. Factor de Costos, Fallas y Ajuste

El valor del intervalo entre inspecciones predictivas será directamente proporcional a tres

factores: factor de costo, factor de falla y factor de ajuste. Así, la relación matemática se

define como[17]:

𝐼 = 𝐶 × 𝐹 × 𝐴

Ecuación 1 Intervalo entre inspecciones

Dónde: C es el factor de costo, F es el factor de falla y A el factor de ajuste.

La relación del factor de costo C está dada por:

𝐶 =𝐶𝑖

𝐶𝑓

Ecuación 2 Factor de Costo

12

Donde: 𝐶𝑖 es el costo de una inspección predictiva (en unidades monetarias) y 𝐶𝑓 es el

costo en que se incurre por no detectar la falla (en unidades monetarias). Por ende, C es

un factor adimensional.

La relación del factor de falla F se expresa como:

𝐹 =𝐹𝑖

ʎ

Ecuación 3. Factor de Falla

Dónde: 𝐹𝑖 es la cantidad de modos de falla que pueden ser detectados utilizando la

tecnología predictiva (expresados en fallas por inspección) y ʎ es la rata de fallas

presentadas por el equipo y que, además podrían ser detectadas por la tecnología

predictiva a ser aplicada (expresada en fallas por año).

La probabilidad de ocurrencia de más de cero fallas se expresa como:

1 − 𝑃(0, ʎ) = 1 − 𝑒−ʎ

Ecuación 4. Función de distribución acumulativa de Poisson

Donde P (0, λ) es la función de distribución acumulativa de Poisson para un valor de

ocurrencia 0 y media λ.

Así, el factor de ajuste será igual a:

𝐴 = − ln(1 − 𝑒−ʎ)

Ecuación 5. Factor de ajuste

De acuerdo con lo anteriormente expuesto, el intervalo de inspecciones predictivas queda

+definido como:

𝐼 = −𝐶𝑖 × 𝐹𝑖

𝐶𝑓 × ʎ× ln(1 − 𝑒−ʎ)

Ecuación 6. Intervalo de inspecciones

Expresado en años por inspección. Siendo el inverso de esta relación igual a la frecuencia

de inspección (f), la misma estará expresada en inspecciones por año[18].

13

3. DESARROLLO DE LA PASANTÍA

3.1. MATRIZ CBM

Para la implementación de un mantenimiento basado en condición, se propone la

realización de una matriz (Matriz CBM) en la cual se realiza la caracterización de los equipos

objeto del plan de mantenimiento de la empresa teniendo en cuenta factores como la

criticidad de estos dentro del proceso, ubicación técnica, análisis causa efecto, controles

modos de falla para cada técnica aplicada, tiempos de monitoreo y análisis según la técnica,

la frecuencia entre monitoreo, entre otros.

La matriz CBM permite determinar el balance del recurso en Horas Hombre (HH) que se

requiere para la implementación de la estrategia de mantenimiento predictivo para equipos

eléctricos y mecánicos, a partir de los tiempos de monitoreo y análisis y la frecuencia de

inspección del equipo al año para cada técnica aplicable.

3.1.1. Equipos Objeto de Estudio

De acuerdo con el contrato vigente con el cliente, son objeto de estudio los siguientes

equipos: Motores (Mayores a 50HP), Casetas de Control, Tableros, CCM (Centros de

Control de Motores) y Transformadores de potencia y de servicios auxiliares.

3.1.2. Partes de la Matriz CBM

La matriz CBM se desarrolla bajo el formato estandarizado por Confipetrol en el SIGI. Las

partes que conforman la Matriz CBM y la descripción de cada aspecto, se presentan a

continuación:

Características del Equipo

En estas se presenta los datos de acuerdo con el sistema como es el TAG (denominación

numérica o alfanumérica única para cada equipo), ubicación técnica, zona, descripción del

equipo, unidades, horas de funcionamiento, criticidad, prioridad y estado. Esta información

se obtiene con base en el árbol de equipos, Balance Consolidado de equipos rotativos y

Cuadro de Generación hasta la semana 52-2017, Ordenes de Trabajo (OT’s) en SAP

(Software para la gestión de información) e información disponible en campo.

Análisis Causa Efecto

Especifica los modos de falla para cada familia de equipos de acuerdo con el estándar de

la ISO 14224 – 2016, las causas de falla y consecuencias con base en la información

suministrada en Campo.

Controles Modos de Falla para cada técnica

Permiten determinar el método de detección, tipo de tarea descripción y alcance de la

actividad de mantenimiento con base en RCM (Reliability-centered maintenance) realizados

en Campo Rubiales y base de datos de Confipetrol.

14

Cantidad de Monitoreos Anuales

Específica la cantidad de monitoreos por año con base en la frecuencia anual para cada

técnica que requiere el equipo con el fin de garantizar su confiabilidad con base en la

criticidad del activo

Técnicas CBM

Presenta las HH requeridas para monitoreo y análisis para cada técnica y familia de

equipos, a partir de los tiempos estandarizados por el equipo de CBM de Confipetrol.

Resumen de Tiempo

Presenta el consolidado anual de tiempo total de Monitoreo y Análisis requerido para los

equipos según las técnicas aplicadas, con el fin de determinar el total del recurso requerido

para llevar a cabo la estrategia de mantenimiento.

3.1.3. Características del equipo

A partir del árbol de equipos suministrado por el cliente se procede a clasificar la información

básica de los equipos. Se toma como base la familia de equipos para establecer las técnicas

CBM aplicables.

Tabla V. Equipos Objeto de Estudio

Fuente: Elaboración propia

3.1.4. Análisis Causa-Efecto

Para el diseño de una estrategia de mantenimiento es adecuado contar previamente con

ciertos estudios, investigaciones entre otra información de carácter técnico y económico

que permita encontrar el mejor plan de mantenimiento, teniendo en cuenta la disponibilidad

de recursos para el campo donde se desea implementar dicha estrategia sin dejar atrás la

confiabilidad de estos equipos, encontrando un balance.

Entre estos estudios se encuentra el análisis causa- efecto del cual se obtiene los modos

de falla de un equipo determinado, las causas de estas fallas y las consecuencias que

podría tener la ocurrencia de una falla.

También se encuentra el análisis de criticidad de los equipos que es una metodología que

permite jerarquizar sistemas, instalaciones y equipos, en función de su impacto global, con

el fin de facilitar la toma de decisiones. Para realizar un análisis de criticidad se debe definir

FAMILIA DE EQUIPOS

Termografía ADD MCEMAX PQ Pruebas Estándar

Transformadores

MOTORES X X

CCMs X X

Casetas de Control

X X

Tableros X X

Transformadores de potencia

X X X

Transformadores servicios aux.

X X X X

15

un alcance y propósito para el análisis, establecer los criterios de evaluación y seleccionar

un método de evaluación para jerarquizar la elección de los sistemas objeto de análisis [16].

Para el diseño de esta estrategia se partió de que ya la empresa contaba con estudios

generalizados de criticidad de los equipos y un análisis causa – efecto, por lo que a

continuación se describirá la implementación de estos en la matriz CBM eléctrica de Campo

Rubiales para dar al lector más claridad de esta parte de la matriz.

3.1.4.1. Motores Eléctricos

A los motores eléctricos se les aplica técnicas CBM como termografía y MCEMAX dado

que permiten detectar fallas en los motores se presentan en seguida.

Tabla VI. Modos de falla para motores objeto de estudio

FAMILIA DE EQUIPOS MODOS DE FALLA

Motores eléctricos

VIB: Vibraciones

FTS: Falla de arranque ante demanda

OHE: Temperatura excesiva

SER: Problemas menores

STD: Deficiencia Estructural

FTF: Falla de la función ante demanda Fuente: Elaboración propia

3.1.4.2. CMM, casetas y tableros eléctricos

Los modos de falla que se pueden identificar a través de la termografía y calidad de

energía a los CCM, casetas y tableros eléctricos con base en el estándar se presentan en

seguida.

Tabla VII. Modos de falla para CCM, casetas y tableros eléctricos objeto de estudio


CCM, Casetas y Tableros eléctricos OHE: Temperatura excesiva

SER: Problemas menores Fuente: Elaboración propia

3.1.4.3. Transformadores de potencia y Transformadores de servicios

auxiliares

A los transformadores de servicios auxiliares se les aplica calidad de energía, adicional a

las pruebas que se les realizan a los transformadores de potencia, como termografía,

ADD y Pruebas Estándar a Transformadores, para los cuales se identifican los modos de

falla con base en el estándar tal como se muestra en seguida.

Tabla VIII. Modos de falla para Transformadores objeto de estudio


Transformadores de Potencia Transformadores Servicios Auxiliares

OHE: Temperatura excesiva

SER: Problemas menores Fuente: Elaboración propia

3.1.5. Controles modos de falla por técnicas CBM

Cada una de las técnicas CBM eléctricas hace parte del método de detección de los modos

de falla de los equipos, a partir de ahí se define el tipo de tarea a desarrollar, descripción

de la actividad de mantenimiento y el alcance de la misma de acuerdo con la familia de

equipos.

16

3.1.5.1. Termografía

Las aplicaciones son muy amplias para el control de temperatura, detección de puntos

calientes en contactos defectuosos y Fallas. Se utiliza en equipos mecánicos, control de

procesos, refrigeración, aislaciones de sistemas de fluidos, edificios y estructuras, etc. Las

Fallas típicas que hacen aumentar la temperatura son la fricción, exceso o falta de

lubricante.

El tipo de tarea a desarrollar consiste en la monitorización termográfica, la descripción de

la actividad corresponde al Mantenimiento Predictivo eléctrico aplicando técnicas CBM de

termografía infrarroja para cada familia de equipos (CMM, transformadores y motores

eléctricos).

El alcance de la actividad de mantenimiento está determinado por la familia de equipos a la

cual se le aplica la termografía.

Los equipos a los cuales se les aplica esta técnica son: salas de control y distribución,

switches termomagnéticos, ductos de cables, motores eléctricos, trasformadores,

aisladores, seccionadores, capacitancias, seccionadores, fusibles y conductores.

Tabla IX. Controles modos de falla por termografía

CONTROLES MODO DE FALLA POR TERMOGRAFÍA

Método de detección Tipo de tarea Descripción actividad de

mantenimiento

Alcance de la actividad mantenimiento

Medición de parámetros Termografía Inspección visual Prueba Funcional

MONITORIZACIÓN TERMOGRAFÍA

MTTO PRED CBM ELE TERMOGRAFÍA CCM 26 SEM

• Medición de termografía en cuerpo y conexiones. • Medición de termografía en cada uno de los elementos y conexiones. • Medición de corrientes y voltajes. • Inspecciones de condiciones operacionales • Verificación de cableado y estado general. • Verificación e inspección visual del activo. • Verificación de datos de placa.


3.1.5.2. Análisis de aceite dieléctrico

Mediante el Análisis de Aceite Dieléctrico (ADD) se establece la condición del aceite de los

transformadores eléctricos, aplicando ensayos de laboratorio que permitan analizar

mediante pruebas fisicoquímicas y de cromatografía de gases disueltos, con el fin de

comprobar la ausencia de compuestos contaminantes o volátiles en el aceite, prevenir fallas

inesperadas y de esta manera extender la vida útil de los activos.

En la tabla X se da la descripción de la actividad de mantenimiento predictivo con el

correspondiente alcance.

17

Tabla X Controles modos de falla por ADD

Método de detección Tipo de tarea Descripción actividad de Mtto Alcance de la Actividad mtto

•Toma de muestra y análisis de aceite dieléctrico. •Medición de parámetros. •Inspección visual.

Muestra de aceite dieléctrico

MANT PRED CBM MUESTRA DE ACEITE

DIELÉCTRICO

•Toma de la muestra de aceite dieléctrico. • Rotulación de muestra. • Inspecciones de condiciones operacionales. • Verificación de cableado y estado general. • Verificación e inspección visual del activo. • Verificación de datos de placa.


3.1.5.3. MCEMAX

Este tipo de técnica permite detectar fallas y problemas en motores eléctricos tales como

bajo nivel de aislamiento, excentricidad, humedad y contaminación, distorsión armónica,

problemas en estator o rotor y problemas en el circuito del motor permitiendo conocer la

condición real del circuito eléctrico del equipo. Además, se asegura la integridad del activo,

se maximiza la confiabilidad y disponibilidad de los equipos, aumentando el tiempo medio

entre fallas (MTBF) y se mitigan las fallas catastróficas que ocasionarían la pérdida total de

la función del activo. Lo anterior representado en una reducción considerable en los costos

de mantenimiento de los equipos.

El alcance de la actividad de mantenimiento con el MCEMAX comprende pruebas estáticas

realizadas desde el CCM y de ser necesario en las borneras del motor, pruebas dinámicas

en el CCM o tablero de distribución, verificación del cableado y estado general del activo,

inspección visual y datos de placa del mismo.

Tabla XI. Controles modos de falla por MCEMAX.

CONTROLES MODO DE FALLA POR MCEMAX

Método de detección

Tipo de tarea

Descripción actividad de

Mantenimiento Alcance de la Actividad mantenimiento

Pruebas MCEMAX

MONITOREO CON

MCEMAX

MTTO PdM MCEMAX

• Pruebas estáticas realizadas desde el CCM y de ser necesario en la bornera del motor.

• Pruebas dinámicas realizadas desde el CCM o tablero de distribución.

• Verificación de cableado y estado general. • Verificación e inspección visual del activo.

• Verificación de datos de placa.


18

3.1.5.4. Calidad de Energía

Aplicando esta técnica se puede detectar la presencia de armónicos de tensión y corriente,

subtensiones, sobretensiones, desbalance de tensión y corriente y variaciones en la

frecuencia. A su vez, permite analizar los parámetros de tensión suministrada por las redes

de distribución de los operadores de red del sistema eléctrico, identificar fallas en los

sistemas de arranque y de coordinación de protecciones, así como el comportamiento del

sistema eléctrico ante variaciones de carga del sistema de alimentación.

El estudio de calidad de energía se realiza en los CCM, tableros de distribución y casetas

eléctricas. La actividad de mantenimiento comprende medición de calidad de energía e

inspección visual y consiste en la medición y análisis de calidad de energía del activo en

específico. Dentro del alcance se evalúan los parámetros eléctricos de operación, se

identifican los niveles altos de los armónicos, desbalances de tensión y corriente y el disparo

de los interruptores.

Tabla XII. Controles modos de falla por PQ

CONTROLES MODO DE FALLA POR PQ


Tipo de tarea


Mtto Alcance de la Actividad mtto

Medición de calidad de

energía Inspección

visual

Medición de Calidad de

Energía

MTTO PRED CBM

Medición y análisis de Calidad de

Energía CCM 26

SEM

•Evaluar el riesgo eléctrico de actividad •Evaluar los parámetros eléctricos de operación.

•Identificación de alto nivel de armónicos •Desbalance de corriente y tensión

•Cotejo de existencia de perturbaciones en el sistema eléctrico del equipo


3.1.5.5. Pruebas estándar a transformadores

La técnica permite analizar parámetros como relación de transformación, resistencia de

devanados y resistencia de aislamiento de los transformadores.

Las mediciones de la resistencia del devanado se realizan para evaluar los posibles daños

en los devanados o problemas de contacto, como el de las bornas con los devanados, los

devanados con el cambiador de tomas, etc. También se utilizan para comprobar el

cambiador de tomas bajo carga (OLTC), ya que pueden indicar cuándo limpiar o reemplazar

los contactos del OLTC, o cuando hay que cambiar o renovar el propio OLTC. Pueden

detectarse fallas sin necesidad de abrir el compartimiento del cambiador de tomas[19].

Las mediciones de la relación de transformación del transformador (TTR) pueden detectar

circuitos abiertos y espiras en cortocircuito.

3.1.6. Frecuencia de monitoreo

La frecuencia de monitoreo está determinada por la probabilidad de falla de los equipos con

respecto a la criticidad de los mismos a partir de los parámetros de criticidad de equipos

establecidos por el cliente.

19

3.2. BALANCE DEL RECURSO

Con el fin de establecer el número de HH requerido para desarrollar la actividad de

mantenimiento predictivo de cada equipo se toma el valor normalizado de Confipetrol para

llevar a cabo la actividad de monitoreo y análisis por cada técnica. El producto de las HH

con el número de monitoreos por año determina las HH requeridas al año tanto para

monitoreo como para análisis y la suma de estos dos parámetros representa el total de HH

que se deben aplicar al equipo de acuerdo con las técnicas CBM que permiten mitigar las

fallas en el equipo. Se toma el valor total de HH para monitoreo y análisis de cada equipo

y se realiza el balance general, estableciendo el número de personas requeridas para la

implementación de la estrategia de mantenimiento predictivo.

En las figuras 5 y 6 se puede visualizar las horas hombres totales (monitoreo más análisis)

necesarias para ejecutar la propuesta de estrategia de mantenimiento predictivo en campo

Rubiales.

Figura 5. Balance de horas hombre para la implementación de la estrategia por técnica. Fuente: Elaboración propia

Figura 6. Balance de horas hombre para la implementación de la estrategia por familia de equipos. Fuente: Elaboración propia

196,5

917

2978

3821

7072

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

ADD

Pruebas estándar

PQ

Termografía

MCEMax

HH (año)

1696

3864,5

9404

34

131

583

0 2000 4000 6000 8000 10000

CCM, casetas y tableros eléctricos

Transformadores

Motores

# equipos intervenidos HH (año)

20

3.3. PROCEDIMIENTOS

Para el diseño de la estrategia de mantenimiento predictivo eléctrico para el contrato de

operación y mantenimiento de Confipetrol en campo Rubiales el equipo de ingeniería CBM

eléctrico de la empresa definió cinco técnicas de detección de los modos de falla de los

equipos eléctricos objeto de este proyecto. Para la selección de las técnicas a implementar

dentro de la matriz CBM eléctrica se tienen en cuenta los modos de falla de los equipos a

intervenir verificando que las fallas relacionadas sean detectables con dicha técnica.

Como valor agregado a su experiencia la empresa cuenta con un Sistema de gestión de la

información donde se tiene la documentación de los procedimientos para ejecutar este tipo

de actividades (Para estar al tanto de su estructura ver la sección del marco teórico).

Se realizó la revisión de cada uno de los procedimientos donde se hallaron las siguientes

oportunidades de mejora.

Información igual o similar en procedimientos, instructivos y formatos que se puede

unificar y/o generalizar en un solo documento.

En lugar de nombrar equipos de prueba, medición y análisis de una marca especifica

se puede generalizar dando el nombre del instrumento.

Se puede realizar una lista de herramientas y equipos que aplique para cualquier

caso.

Se puede especificar y dar más claridad de las precauciones de salud y seguridad,

teniendo en cuenta la importancia de estas al tratarse de actividades donde hay

factores de riesgo eléctrico como arcos eléctricos, contacto directo del personal con

partes energizadas, contacto indirecto, tensión de contacto, tensión de paso,

ocasionar cortocircuitos por malas prácticas en la ejecución de tareas, poner en

riesgo al personal ejecutante de la técnica CBM como a otras persona, equipos y

animales.

Se puede alinear algunas de las actividades a realizar dentro del procedimiento

según las recomendaciones técnicas de organizaciones como el IEEE (Institute of

Electrical and Electronics Engineers), SMRP (Society for Maintentance and

Reliability Professionals), entre otras de reconocimiento internacional.

Se pueden definir criterios de aceptación de las mediciones y análisis realizados con

estas técnicas CBM teniendo como criterios de aceptación estándares

internacionales como normas IEEE, ISO, IEC entre otras.

Se pueden crear formatos de reporte al estilo de una “lista de chequeo” que permita

en campo asegurar que se realizaron todas las actividades planeadas, como

también formatos donde se recolecte información técnica y operacional relevante de

los equipos para construir una buena data que permita a futuro realizar otros

estudios (por ejemplo, determinar cuántas veces el equipo estuvo en falla, stand by,

o fuera de servicio en un intervalo de tiempo).

En la documentación de estos procedimientos se identifica que a nivel general para todas

las posibles técnicas CBM se tiene una metodología de trabajo con la secuencia de tareas

que se describen en la figura 7.

21

Figura 7 Flujo de trabajo para la aplicación de técnicas CBM en equipos. Fuente: Elaboración propia

Añadido a las tareas principales expuestas anteriormente es clave que en el uso de

técnicas de diagnóstico con equipos de medición fuera de línea se cumpla con los

siguientes puntos [20]:

1. Saber el fundamento teórico de la técnica: con el fin de dar un mejor diagnostico

2. Conocimiento del equipo a analizar: Conocer partes que lo componen, tipos de

partes, principio de funcionamiento ya que conociendo al equipo el profesional va a tener la

pericia para interpretar correctamente el resultado de las mediciones.

3. Conocimiento del equipo de medición: Configurarlo, aprovechar al máximo las

funciones que ofrece

4. Tener criterios de aceptación: Tener valores de referencia, rangos aceptables de

estos referidos con preferencia a estándares internacionales u organizaciones con el

prestigio y experiencia suficiente para dar un correcto diagnóstico del equipo.

5. Conocer la tendencia del parámetro analizado: Permite determinar si es un

problema pre existente, se está generando un problema o es una condición normal de

funcionamiento del equipo.

En la sección 7.3 se implementan estas oportunidades de mejora a los procedimientos de

las técnicas CBM que se proponen dentro de la matriz CBM eléctrica para el campo. Se

hace la aclaración que por temas de confidencialidad de la información no se publicara el

documento final de estos procedimientos.

MEDICIÓN

•Medición de parámetros del equipo usando la instrumentación adecuada para cada caso

DIAGNOSTICO

•Contraste de los valores medidos contra estándares conocidos

•Relacionar los parámetros con el estado del equipo

•Evaluar si el equipo fallara durante un periodo futuro

RECOMENDACIONES

•Según el diagnóstico previo se hacen recomendaciones de mantenimiento (preventivo o correctivo) y de operación del equipo

22

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS

4.1. MATRIZ CBM

Para la elaboración de la Matriz CBM Eléctrico de Campo Rubiales, se evidenció la

necesidad de consolidar la información del árbol de equipos, reporte de estado de

seguimiento semanal (EESR) y reporte de confiabilidad a equipos suministrada por campo

puesto que fue necesario verificar datos característicos del equipo tales como potencia,

criticidad y estado (operativo/stand by/ no instalado) de los mismos.

Se obtuvo las rutinas predictivas aplicables, optimizando las HH aplicadas por familias de

equipos, así como se pudo identificar oportunidades de mejora proponiendo técnicas

adicionales que se pueden recomendar con el fin de garantizar la confiabilidad de los

activos, mitigando modos de falla en los equipos que con las rutinas actuales no se pueden

atender o que presentan un estudio más completo del activo, permitiendo realizar un

seguimiento detallado de la condición del activo con el fin de minimizar su probabilidad de

falla, especialmente en aquellos equipos que presentan una alta criticidad por su

importancia en el proceso y afectaciones representativas por perdida de su función.

Adicionalmente, con la implementación de la matriz en campo se logró estandarizar a nivel

de la empresa, los tiempos de monitoreo y análisis de equipos eléctricos por familia de

equipos de acuerdo con la técnica predictiva a ejecutar, lo cual representa una herramienta

útil para la empresa puesto que se puede extrapolar y verificar esta información para la

realización y actualización de las demás matrices CBM eléctrico de los campos donde se

requiera.

4.2. BALANCE DEL RECURSO

Con el número de HH requeridas para monitoreo y análisis, es posible determinar el balance

del recurso, representado en personal requerido en campo para la ejecución de la

estrategia. En el caso específico de Campo Rubiales se determinó que se requieren 3

profesionales CBM para toma de parámetros quiénes realizan el monitoreo directamente

en campo y suministran esta información a los profesionales con mayor experiencia y con

un perfil más completo, obteniendo que para el análisis se requieren 2 personas quienes se

encargan de realizar los reportes que son presentados al cliente.

4.3. PROCEDIMIENTOS

Durante el desarrollo de la pasantía se identificaron oportunidades de mejora en los

procedimientos establecidos por la compañía, que hacen parte de las técnicas predictivas

aplicadas en campo en la fase de ejecución de la Matriz CBM Eléctrico de Campo Rubiales.

23

De manera general, se hizo una revisión preliminar observando que requerían una

actualización y consolidación de la información. Además, debían estandarizar los

procedimientos con normas internacionales aplicables a las técnicas y equipos objetos de

estudio, por lo cual se adaptó la información a los lineamientos establecidos por dichas

normas que hacen parte del portafolio de la organización.

Por otro lado, se evidenció la necesidad de unificar los criterios de aceptación con base en

los criterios establecidos por estándares internacionales, así como la valoración del riesgo

y criticidad de los equipos objeto de estudio.

24

5. RESULTADOS

5.1. Matriz CBM

Resultado del diseño de la matriz CBM para campo Rubiales se presentan las secciones

que hacen parte de la matriz. Considerando el volumen de la información se mostrará a

continuación un ejemplo para uno solo equipo, dado que se realizó el estudio para 738

equipos en total.

Tabla XIII. Sección 1 matriz CBM: Características del equipo

CARACTERISTICAS DEL EQUIPO

Sistemas o

procesos

TAG Ubicaci

ón técnica

Zona

UBICACIÓN

Descripción equipo

Unidades

Potencia

HP

KVA

H Func

Criticidad

Prioritario

Estado

Inyección

TR001

MTMR2-TR1-PAD2-

T1

6 PAD 2 Transform

ador de Potencia

1 1600 X 24 A SI OP


Tabla XIV. Sección 2 matriz CBM: Análisis causa – efecto

ANALISIS CAUSA -EFECTO

Modos Falla Causa de falla Consecuencia

OHE: Temperatura

excesiva SER: Problemas

menores

Pérdida de aislamiento del transformador Daño de borne(s) del transformador

Desajuste o sulfatación de bornes de conexiones Daño de cableado de alimentación

Fuga de aceite dieléctrico Sobrecarga del equipo Generación de gases.

Perdida de rigidez dieléctrica del aceite. Ingreso de humedad.

El no atender las recomendaciones dadas después de la monitorización de y generación del informe puede

desencadenar en las siguientes consecuencias: • Deterioro del aislamiento del transformador

• Corto circuito. • Degradación del aceite.

• Aumento del consumo de energía. • Pérdida total del activo.


Tabla XV. Sección 3 matriz CBM: Controles modos de falla por técnica CONTROLES MODO DE FALLA POR TERMOGRAFIA CONTROLES MODO DE FALLA POR ADD


Tipo de tarea Descripción actividad de

Mtto

Alcance de la Actividad

mtto


Tipo de tarea


Mtto

Alcance de la Actividad

mtto

• Medición de parámetros • Termografía • Inspección visual • Prueba Funcional

MONITORIZACIÓN TERMOGRAFIA

MANT PRED CBM

TERMOGRAFIA CCM 26 SEM

• Medición de termografía en cuerpo y conexiones. • Medición de corrientes y voltajes. • Inspecciones de condiciones operacionales • Verificación de cableado y estado general. • Verificación e inspección visual del activo.

•Toma de muestra y análisis de aceite dieléctrico. •Medición de parámetros. •Inspección visual.

Muestra de aceite dieléctric

o

MANT PRED CBM

MUESTRA DE ACEITE

DIELÉCTRICO

•Toma de la muestra de aceite dieléctrico. • Rotulacion de muestra. • Inspecciones de condiciones operacionales. • Verificación de cableado y estado general. • Verificación e inspección visual del activo..


25

Tabla XVI. Sección 4 matriz CBM: Frecuencia y cantidad de monitoreos anuales por técnica

Técnicas Aplicadas ( Frecuencia Monit Anuales) Numero de Monitoreos Anuales

Frecuencia Termografía

Frecuencia ADD

Frecuencia PQ

Frecuencia Prueb Est

Monitoreos x año Term

Monitoreos x año ADD

Monitoreos x año PQ

Monitoreo X año Prueb

Est

180 360 1 360 2 1 2 1


Tabla XVII. Sección 5 matriz CBM: Tiempos de monitoreo y análisis por técnica

TECNICAS CBM

TERMOGRAFIA ADD PQ PRUEBAS ESTÁNDAR

Mon

(H)

Total Mon (H) Anual

Ana(H)

Total Ana (H) Anual

Mon

(H)

Total Mon (H) Anual

Ana(H)

Total Ana (H) Anual

Mon

(H)

Total Mon (H) Anual

Ana(H)

Total Ana (H) Anual

Mon

(H)

Total Mon (H) Anual

Ana(H)

Total Ana (H) Anual

1 2 0,5 1 1,5 1,5 0 0 3 6 6 12 5 5 2 2

. Fuente: Elaboración propia

Tabla XVIII. Sección 6 matriz CBM: Resumen de tiempo de intervención en HH para el equipo

Resumen de Tiempo

Total Tiempo Monitoreo Total Tiempo Análisis Total Tiempo

15 15 30


5.2. Balance del Recurso

La tabla XIX se tabula el balance de horas hombre resultado de la matriz CBM propuesta,

en la cual a partir de simples cálculos matemáticos se obtiene el número de personas

necesarias para implementar la estrategia de mantenimiento propuesta al cliente, quien dio

su aprobación para la ejecución de esta.

Tabla XIX. Balance general eléctrico para la implementación de la estrategia PdM eléctrico

Tiempo y Personal Eléctrico Para Implementación de Estrategia

Tiempo total monitoreo año 9404,5 HH

Tiempo total análisis año 5560,0 HH

Disponibilidad para seguimientos y arranques 3741,1 HH

Personas monitoreo Eléctrico 2,90 HH

Personas análisis Eléctrico 1,72 HH

Total Personas CBM Eléctrico 5


26

Se presenta la información de rutinas, frecuencias y recursos (HH) al área de Planeación y

Programación (P&P) quiénes transfieren la información al CMMS (Computerized

Maintenance Management System) para generar avisos y ordenes de trabajo a equipos con

patrones de falla a partir de técnicas de diagnóstico.

5.3. Actualización de Procedimientos

5.3.1. Termografía

Para la realización de termografías es importante realizar una valoración de riesgo eléctrico

antes de ejecutar la actividad, así como usar todos los elementos de protección personal

adecuados para este tipo de trabajo. La norma OSHAS sugiere unas distancias mínimas

de seguridad para realizar el monitoreo de equipos con termografías.

Tabla XX. Distancias de seguridad

Tensión Distancia mínima de seguridad

300V – 750 V 1 m

750V – 2kV 1,2 m

2Kv – 15kV 5 m

15Kv – 36kV 5,8 m

Fuente: Norma OSHAS

Criterios De Aceptación

Los estándares más utilizados en la técnica de termografía en equipos eléctricos son la

United States Navy (USN), International Electrical Testing Association (NETA), Nuclear

Maintenance Applications Center (NMAC) y The Hanford Steam Boiler Inspection and

Insurance Company (HSB)[21].

5.3.2. Análisis de aceite dieléctrico


Para que el muestreo sea válido debe estar sin sesgos. Esto implica tener en cuenta lo

siguiente [12]: Especificar claramente las características de la muestra. Incluir en la muestra

elementos que sólo corresponden a la misma (aceite dieléctrico, PCB, aceite mineral, aceite

siliconado, etc). Excluir aquellos elementos que no le pertenecen a la muestra (humedad,

gases, material particulado, etc.) Las generalizaciones son aplicables si la muestra cumple

con las condiciones anteriores, es totalmente representativa y fue tomada al azar.

5.3.3. MCEMAX


Aplican aquellos para equipos rotativos, resistencia de aislamiento, resistencia de devanado

y calidad de potencia como los presentados en las tablas a continuación.

Tabla XXI. Límites distorsión voltaje

Voltaje del Bus V Armónico Individual

(%) THD (%)

≤ 1,0kV 5,0 8,0

1 kV < V ≤ 69kV 3 5

69 kV < V ≤ 161 kV 1,5 2,5

161 kV < V 1 1,5

Fuente: IEEE Std 519-2014 [22]

27

Tabla XXII. Valores recomendados de resistencia de aislamiento Valor mínimo de resistencia de aislamiento (M)/ 1 minuto

Tipo de equipo en prueba

kV + 1 Mayoría de bobinados hechos antes de 1970, y los no incluidos en los siguientes tipos de equipos

100 Mayoría de bobinados preformados de corriente alterna hechos después de 1970

5 Mayoría de máquinas de bobinado aleatorias y preformado menores a 1Kv, y armaduras de corriente continua

Fuente: IEEE43: 2013 [23]

5.3.4. Calidad de energía

Para la evaluación de los parámetros de la forma de onda de tensión y corriente se tiene

en cuenta las recomendaciones del estándar IEEE 1159:2009. A continuación de da una

guía para identificar los fenómenos que caracterizan el comportamiento de un sistema

eléctrico.

Tabla XXIII. Guía para la identificación de fenómenos que caracterizan el comportamiento de un sistema eléctrico, basado en el IEEE Std. 1159:2009

Fenómeno electromagnético

Causas comunes Consecuencias

TRANSITORIOS

Transitorio Impulsivo Rayos

Degradación o la falla dieléctrica inmediata en todas las clases de equipos. La alta

magnitud y el tiempo de subida rápida de las

sobretensiones transitorias contribuyen a la degradación del aislamiento en equipos eléctricos como maquinaria rotativa, transformadores, condensadores, cables,

transformadores de corriente y potencial (CT y PT) y

aparamenta.

Transitorio Oscilatorio Conmutación y circuitos de

amortiguamiento RLC de dispositivos electrónicos de potencia

Alta frecuencia A menudo son el resultado de una respuesta del sistema local a un

transitorio impulsivo.

Media frecuencia

Energización de bancos de condensadores en paralelo (back to

back) cuando se tiene cerca un banco ya en servicio.

Baja frecuencia

Energización de banco de condensadores por lo general en

sistemas de subtransmisión y distribución. Ferro resonancia y

energización de transformadores.

VARIACIONES DE CORTA DURACIÓN

Interrupciones momentáneas y

temporales

Fallas en el sistema de potencia, fallas en equipos y mal funcionamiento del

control Son capaces de causar paradas en el proceso que

requieren horas para reiniciarse, si el equipo se dispara pueden causar el

mismo efecto que las variaciones de larga

duración. Disminuyen la vida útil de muchos equipos.

Sags

Asociado con fallas en el sistema, pero pueden también ser causadas por conexión de cargas de mucho consumo o arranque de motores

grandes.

Swells

Asociado con fallas en el sistema, por desconexión de cargas de mucho

consumo, deslastre de carga o conexión de banco de capacitores de

gran tamaño.

28

VARIACIONES DE LARGA DURACIÓN

Sobretensión

Desconexión de cargas o conexión de banco de capacitores, deficiente regulación o control de voltaje. Incorrecta selección del Tap en

transformadores.

Mal funcionamiento de los equipos, los controladores de los motores pueden salir en condiciones de bajo voltaje, aumento de pérdidas en los

motores por incremento de la corriente, disminución de la

potencia reactiva en la salida de bancos por bajo voltaje. Fallas inmediatas en equipo

electrónico por sobretensiones, daño en el aislamiento con el tiempo.

Subtensión Conexión de cargas o desconexión de

banco de capacitores. Circuitos sobrecargados

DESBALANCE

Desequilibrio de tensión Anomalías en banco de capacitores como un fusible fundido de una de las

fases; puede ser el resultado de condiciones de una sola fase como un

dispositivo de protección abierto aguas arriba del punto de monitoreo.

Sobrecalentamiento de motores y transformadores. De acuerdo a la NEMA MG-

1-2006 un 3,5% de desbalance de voltaje causa

un 25% adicional de calentamiento en motores U-

Frame y T- Frame.

Desbalance de corriente

DISTORSIÓN DE LA FORMA DE ONDA

DC offset Efecto de rectificaciones de media

onda Sobrecalentamiento en

equipo rotativo y transformadores, operación

de dispositivos de protección como fusibles. Mal

funcionamiento de equipos electrónicos de potencia que a su vez ocasionan un mal

funcionamiento en el proceso del cliente.

Armónicos Características no lineales de

dispositivos y cargas, en el sistema de potencia.

Ranuras de voltaje

Operación de dispositivos electrónicos de potencia cuando la corriente se

conmuta de una fase a otra. Convertidores trifásicos que producen

salida de CC.

Ruido Dispositivos electrónicos de potencia, circuitos de control, equipos de arco y conmutando suministro de energía.

FLUCTUACIONES DE VOLTAJE

Fluctuaciones de voltaje Cualquier carga que tenga variaciones cíclicas significativas, especialmente

en el componente reactivo

Variaciones en la luz emitida por algunos tipos de

luminarias.

VARIACIONES DE FRECUENCIA EN EL SISTEMA DE POTENCIA

Variaciones de frecuencia Variaciones de la carga y la capacidad

de respuesta del sistema de generación antes estas.

Pueden causar daños severos al generador y a los ejes de la turbina debido a

los torques posteriores desarrollados.

Fuente: IEEE Std. 1159:2009 “Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality”[13]


De acuerdo con normas en formato de calidad de energía, teniendo en cuenta que se recomienda

adoptar una sola según sea el caso o hacer las comparaciones respectivas. Por lo general en

29

Latinoamérica la normatividad de cada país suele adoptar normas internacionales, en ese caso tome

como criterio de aceptación lo que la regulación del país asuma.

Tabla XXIV. Límites distorsión voltaje

Voltaje del Bus V Armónico Individual (%) THD (%)

≤ 1,0kV 5,0 8,0

1 kV < V ≤ 69kV 3 5

69 kV < V ≤ 161 kV 1,5 2,5

161 kV < V 1 1,5

Fuente: IEEE Std 519-2014 [22]

Tabla XXV. Límites de distorsión de armónicos de tensión en baja y media tensión de acuerdo con IEC 61000-3-6

Armónicos impares Armónicos impares múltiplos

de 3 Armónicos pares

Orden h Armónicos de voltaje

% Orden h

Armónicos de voltaje %

Orden h Armónicos de

voltaje %

5 6 3 5 2 2

7 5 9 1,5 4 1

11 3,5 15 0,3 6 0,5

13 3 21 0,2 8 0,5

17 2 >21 0,2 10 0,5

19 1,5 12 0,2

23 1,5 >12 0,2

25 1,5

>25 0,2+1,3*(25/h)

Fuente: IEC 61000-3-6

NOTA: THD:8%

Tabla XXVI. Límites de distorsión de armónicos de voltaje.

Armónicos impares Armónicos impares múltiplos de 3

Armónicos pares

Orden h Armónicos de voltaje %



5 6 3 5 2 2

7 5 9 1,5 4 1

11 3,5 15 0,5 6 a 24 0,5

13 3 21 0,5

17 2

19 1,5

23 1,5

25 1,5

Fuente: Estándar europeo EN50160

5.3.5. Pruebas estándar en transformadores

Las pruebas estándar que realiza la empresa a transformadores en el campo son tres.

5.3.5.1. Prueba de relación de transformación


La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando el transformador está sin

carga debe ser de ± 0.5% en todas sus derivaciones.

30

5.3.5.2. Resistencia de aislamiento

Para la realización de esta prueba es importante seleccionar adecuadamente la tensión de

prueba a aplicar en el transformador según las recomendaciones dadas por la norma IEEE

43:2013 presentadas a continuación.

Tabla XXVII. Selección de la tensión en corriente continua para la prueba

Tensión nominal del bobinado (V) Tensión en CC de la prueba (V)

<1000 500

1000-2500 500-1000

2501-5000 1000-2500

Fuente: IEEE43: 2013 [23]


Tabla XXVIII. Valores recomendados de resistencia de aislamiento

Valor mínimo de resistencia de aislamiento (M)/ 1 minuto

Tipo de equipo en prueba

kV + 1 Mayoría de bobinados hechos antes de 1970, y los no incluidos en los siguientes

tipos de equipos

100 Mayoría de bobinados preformados de corriente alterna hechos después de 1970

5 Mayoría de máquinas de bobinado aleatorias y preformado menores a 1Kv, y

armaduras de corriente continua Fuente: IEEE43: 2013 [23]

5.3.5.3. Resistencia de devanados


Para el análisis de los resultados de esta prueba, se tiene en cuenta los valores de

referencia dados por el fabricante del transformados, de no tenerse estos se puede tomar

como referencia el histórico de mediciones para ver el comportamiento de este parámetro.

6. EVALUACIÓN Y CUMPLIMIENTO DE LOS OBJETIVOS

Este proyecto de pasantía se inició con la finalidad de presentar una propuesta de estrategia

de mantenimiento al cliente que cubriera los equipos que hasta el momento no contaban

con la ejecución de técnicas de diagnóstico CBM que permitieran mejorar la confiabilidad y

disponibilidad de estos. Por tanto, se plantearon tres objetivos generales que permitieran

que esto se llevara a cabo, de allí que la evaluación y cumplimiento de los objetivos fue

realizada en una primera etapa por el equipo de ingeniería del área de CBM de Confipetrol

quien reviso y corroboro:

Que la caracterización de los equipos objeto de la estrategia de mantenimiento

predictivo eléctrico contara con la información suficiente para conocer los equipos

a intervenir.

Que los modos de falla definidos correspondieran a los tipos de equipos objeto de

la estrategia de mantenimiento predictivo eléctrico y que fueran consistentes con

los que usualmente se presentan en procesos propios del sector de hidrocarburos.

Que las técnicas de diagnóstico CBM implementadas dentro de la matriz CBM

eléctrica permitieran la detención de los modos de falla de los equipos a intervenir.

Que la metodología utilizada para el cálculo de la frecuencia optima de inspección

tuviera en cuenta el costo-beneficio de la implementación de las técnicas CBM y

factores técnicos como el MTBF (Mean Time Between Failures).

Que los tiempos de monitoreo y análisis de cada una de las técnicas CBM estuviera

acorde a cada actividad.

Que se realizara un resumen del tiempo utilizado para la ejecución de las técnicas

de mantenimiento predictivo eléctrico para cada uno de los equipos y finalmente se

sumaran estos tiempos para obtener las HH (horas hombre) necesarias para la

implementación de la estrategia propuesta donde se evidenciara la necesidad de

contratación de profesionales CBM eléctricos.

Que se contara con los procedimientos de las técnicas CBM eléctricas que le

certifiquen al cliente que las rutinas realizadas permiten buenos diagnósticos de la

condición de los equipos previniendo así paradas inesperadas del proceso.

Posteriormente, la estrategia de mantenimiento predictivo eléctrico fue presentada por

Confipetrol al cliente quien la evaluó y como resultado dio la aprobación de la propuesta la

cual ya se encuentra en ejecución.

Este trabajo de pasantía represento para la empresa la oportunidad de crecimiento del

contrato inicial que tenía con el cliente y para el cliente significo una oportunidad de mejora

a su proceso de producción.

Adicionalmente, durante el desarrollo de la pasantía se identificó la oportunidad de elaborar

un artículo con base en la información trabajada, titulado “Caso de Estudio: Metodología

para determinar la frecuencia óptima de monitoreo de equipos eléctricos del sector

hidrocarburos” el cual fue presentando en el XX Congreso de Mantenimiento y Gestión

de Activos (CIMGA) 2018 de ACIEM.

7. CONCLUSIONES

Para obtener una buena estrategia de mantenimiento es importante conocer la

importancia de cada equipo dentro del proceso de producción al cual está vinculado,

esto se puede lograr por medio de un estudio de criticidad de equipos, matriz de riesgos,

etc. Identificado y clasificado el equipo según la criticidad de este en el proceso permite

que a la hora de realizar una estrategia de mantenimiento se enfoque los recursos en

aquellos equipos que tienen un mayor impacto en la producción ya que no tiene la

misma relevancia una batería alimentando unas luminarias a una batería como fuente

de alimentación de respaldo al sistema de control de todo el proceso; pueden tener las

mismas características técnicas pero el impacto en el proceso de una falla en cada una

de ellas puede ser muy diferente. Esto también lleva a concluir que el contexto

operacional del equipo es importante a la hora de definir una estrategia de

mantenimiento para este.

Es importante definir adecuadamente los tiempos de monitoreo y análisis necesarios

para ejecutar la estrategia de mantenimiento planteada en la matriz CBM, ya que se

puede incurrir en un cálculo erróneo de los costos necesarios para realizarla, el balance

de las horas hombre debe ser tal que se tenga los suficientes recursos para llevar a

cabo la estrategia como no elevados al punto que sea más económico el mantenimiento

correctivo.

Empleando el método de factor de costos, falla y ajuste se puede determinar la

frecuencia óptima de inspección de manera más completa, puesto que se tiene en

cuenta la relación beneficio costo de los activos, manteniendo la confiabilidad de los

equipos con base en su criticidad y requerimientos del cliente.

La realización de la documentación de procedimientos de técnicas CBM deben tener

como mínimo especificados los criterios de seguridad y aceptación de los resultados

medidos de acuerdo con las normas relacionadas para tal fin; ya que esto permite no

poner en riesgo a las personas involucradas y que se den buenos diagnósticos del

estado de los equipos manteniéndolos operativos cuando se requieran.

La utilización de formatos tipo lista de chequeo son una herramienta muy útil en campo

ya que le da a los profesionales CBM una lista ordenada de las actividades a realizar y

le permite hacer un control de la realización de estas.

8. RECOMENDACIONES

Dentro de las actividades realizadas durante la pasantía se participó en la elaboración de

lecciones aprendidas en mantenimiento identificadas en los reportes de “análisis causa raíz”

(RCA por sus siglas en inglés), de estas se evidencio la ocurrencia de fallas en equipos a

causa de no disponer de procedimientos de la actividad de mantenimiento actualizados y/o

acorde a la actividad a realizarse. De allí la recomendación que surge es no solo realizar

una actualización de los procedimientos ajustándolos a la reglamentación técnica

respectiva, sino que además darles un valor agregado a estos documentos incluyendo la

revisión continua y recomendaciones de las tareas a realizar hechas por los ingenieros que

cuentan con la experiencia de muchos años ejecutándolas y que han identificado la mejor

forma de hacer ciertas actividades de mantenimiento teniendo en cuenta los retos que se

pueden presentar ya estando en el campo.

Estudios RCM, FMECA, análisis de criticidad, entre otros pueden significar la inversión de

capital y tiempo. Esto puede llevar a que las empresas decidan optar por estrategias de

mantenimiento estándar para sus equipos que tal vez no se ajusten muy bien a las

características operacionales de su campo petrolero. Una recomendación seria explorar la

información que ya tienen en reportes de “Estado de equipos y seguimiento a

recomendaciones CBM”, Reportes de falla(RF) o análisis causa raíz (RCA); donde se ha

dejado plasmado el impacto de fallas en sus equipos. Un buen análisis de esta información

podría orientar mejor la planeación y programación de actividades de mantenimiento, pero

se debe hacer la salvedad de que es indispensable contar con reportes que tengan

información de calidad y una amplia data.

En la documentación de procedimientos técnicos propios de la actividad de la empresa se

hace la recomendación que estos se realicen de la mano de la experiencia de los

profesionales que han trabajado en este tipo de actividades, ya que son ellos quien a través

de los años han identificado las mejores metodologías para hacer estas actividades, tienen

el criterio suficiente para guiar a sus compañeros de trabajo. El objetivo de actualizar los

procedimientos nos es otro que poner a la mano de todos los empleados el capital de

conocimiento que sea a adquirido con el tiempo.

9. CRONOGRAMA

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Planteamiento e identificación de la propuesta de trabajo bajo la

modalidad de pasantía.

Realizar Visita a Campo Rubiales para identificar alcances del trabajo

de pasantía

Recolección de la información suministrada por parte del Cliente

(Árbol de equipos), Consolidado de Equipos Rotativos, Cuadro de

Generación y Reportes CBM Día a Día por parte de Confipetrol.

Identificación de oportunidades de mejora en los procedimientos para

la aplicación de técnicas CBM

Planteamiento de la Matriz CBM: Características de los equipos,

Análisis casusa-efecto, Controles de modos de falla para cada

técnica CBM, Cantidad y número de monitoreos anuales y resumen

de tiempo.

Definir los modos, causas y consecuencias de falla bajo la norma

ISO 14224 de 2016 para cada familia de equipos e Identificar los

controles de modo de falla para cada técnica CBM aplicada en

Campo Rubiales.

Análisis y registro en la Matriz de CBM eléctrico de los datos

requeridos para llevar a cabo la estrategia de mantenimiento

predictivo, a partir de la información suministrada en Campo Rubiales

y por parte de Ecopetrol.

Consultar la Norma ISO 14224 de 2016 los modos de falla estándar y

relacionarlos para los equipos que son objeto de estudio y a los

cuales aplican las técnicas CBM eléctrico.

Clasificar los modos, causas y consecuencias de falla por familia de

equipos.

Analizar la información plasmada en los Reportes Día a Día para

determinar el tiempo de monitoreo y análisis necesario para cada una

de las técnicas CBM eléctrico según la familia de equipos.

Interpretar los datos obtenidos mediante la aplicación de Análisis de

Causa Raíz (RCAs) y Mantenimiento Centrado en Confiabilidad

(RCM) de los equipos para determinar la frecuencia óptima de

aplicación de cada una de las técnicas teniendo en cuenta la

criticidad de los equipos.

Hacer el balance de los monitoreos y frecuencias anuales de los

equipos para cada una de las técnicas CBM eléctrico aplicables.

Realizar el consolidado de las HH requeridas para el monitoreo y

análisis de todos los equipos y técnicas para establecer el número de

profesionales y costo total de la implementación de la estrategia de

Mtto PdM.

Presentar la Matriz CBM en Campo Rubiales para previa aprobación

y posterior socialización.

Revisar en la base de datos de Confipetrol los procedimientos e

instructivos aplicables al área de CBM eléctrico, identificando las

oportunidades de mejora para su aplicación.

Realizar comités de socialización de oportunidades de mejora, con el

equipo de ingeniería realizar las modificaciones que se consideren

relevantes.

Socializar las propuestas de mejora aprobadas por la Vicepresidencia

de O&M (Operación y Mantenimiento) de Confipetrol en los diferentes

Campos donde la empresa realiza labores de Mantenimiento.

1. Entregable Informe a la

Universidad

Realizar el informe del cumplimiento de la pasantía para el

entregable a la Universidad

2. Sustentación Realizar presentación del trabajo desarrollado

FASE III

INFORME PASANTÍA

3. Actualizar los

procedimientos e

instructivos CBM para la

implementación en

campo de las técnicas

definidas dentro del

alcance de los servicios

prestados por Confipetrol

de acuerdo a las normas

aplicables a estas.

SEMANAS

CONFIPETROL

CRONOGRAMA

FASES OBJETIVOS ACTIVIDADES

1. Realizar la Matriz de

CBM con base en la

información suministrada

por el cliente, el

consolidado de los

equipos intervenidos

hasta la fecha y de

acuerdo con la ISO

14224, dentro del alcance

del contrato.

2. Determinar el balance

del recurso de

profesionales, tiempos

(HH) y costos para la

ejecución de la matriz de

CBM.

FASE I

PLANEAMIENTO

FASE II

EJECUCIÓN Y

VERIFICACIÓN

BIBLIOGRAFÍA

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[3] Ecopetrol, “Así funciona el campo,” 2016. [Online]. Available: https://www.ecopetrol.com.co/wps/portal/es/ecopetrol-web/nuestra-empresa/quienes-somos/lo-que-hacemos/produccion/campo-rubiales. [Accessed: 16-Jan-2018].

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[6] Aproi, “Análisis de Motores eléctricos con MCEMax.” [Online]. Available: http://www.aproi.net/analisis-de-motores.html. [Accessed: 10-Jan-2018].

[7] “PdMA – Equipo de Pruebas.” [Online]. Available: http://www.equipodepruebas.mx/productos/pdma/. [Accessed: 10-Jan-2018].

[8] www.gestionsystem.com.co, “Equipo MCEMAX.”

[9] ISO, “ISO 18434-1: Conditions of monitoring and diagnostics of machines - Thermography,” vol. 2008, p. 32, 2008.

[10] I. Tecnologicas, “Prueba de relación de transformación,” no. 777, 2004.

[11] CHAUVIN ARNOUX GROUP, “La medición del aislamiento,” p. 28, 2010.

[12] IDEAM, “Muestreo de aceites dieléctricos y superfices sólidas- Bifenilos Policlorados ( PCB ),” 2012.

[13] IEEE and Institute of Electrical and Electronic Engineers, IEEE Std 1159 - IEEE Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality., vol. 2009, no. June. 2009.

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[15] S. Morales, “Generación y desarrollo de un pla de mantenimiento preventivo en base a criticidad, según criterios de estadisticas de falla en empresa química CLARIANT.”

[16] C. A. Guzman Charrasquiel, “Plan de análisis de modos / efectos de falla y plan de mantenimiento para una máquina industrial lavadora de prendas,” 2013.

[17] J. Páramo, “Cálculo De Frecuencia De Muestreo En Análisis De Aceites Y Otras Tecnologías Predictivas,” Techgnosis Int.

[18] R. Suarez, “Calculo de la frecuencia de inspección de mantenimiento predictivo,” 2007.

[19] OMICRON L2675, “Pruebas y diagnóstico de transformadores de potencia,” Omicron, p. 36, 2016.

[20] “GUIA IRIM 8: Mantenimiento Predictivo - Mantenimiento basado en condición.” [Online]. Available: http://www.renovetec.com/1104-guia-mantenimiento-predictivo-mantenimiento-basado-en-condicion. [Accessed: 25-Feb-2018].

[21] L. Y. Neita Duarte and E. O. Peña Rodriguez, “Principios Básicos De La Termografía Infrarroja Y Su Utilización Como Técnica Para Mantenimiento Predictivo.,” p. 221, 2011.

[22] H. Control and S. P. Converters, “IEEE Guide for Harmonic Control and Reactive Compensation of Static Power Converters,” ANSI/IEEE Std 519-1981, p. 0_1, 1981.

[23] IEEE Power and Energy Society, Recommended Practice for Testing Insulation Resistance of Electric Machinery, vol. 2013. 2013.

ANEXO

Resultado del desarrollo de este trabajo se realizó una ponencia para el XX Congreso

Internacional de mantenimiento y gestión de activos, organizado por ACIEM. A

continuación, se anexa el documento presentado.

Caso de Estudio: Metodología de Cálculo para Determinar la Frecuencia Óptima

de Monitoreo de Equipos Eléctricos del Sector Hidrocarburos

Yazmín Nieto Valbuena, Judith Adela Canchila Rivera; Confipetrol S.A.S

Oscar Flórez Cediel; Universidad Distrital Francisco José de Caldas

Resumen- En este documento se busca estudiar diferentes metodologías utilizadas para determinar la frecuencia de inspección óptima de los equipos y aplicarlas mediante un caso de estudio, con el fin de analizar el valor que genera en la estrategia de mantenimiento de los equipos objeto de estudio de una unidad de producción del sector hidrocarburos. Se realiza una breve revisión teórica de los modelos para el cálculo de la frecuencia de monitoreo y número de inspecciones requeridas por año. Seguidamente, se aplican las metodologías en los equipos objeto de estudios, analizando los resultados obtenidos y se presentan las conclusiones y recomendaciones del trabajo desarrollado.

Abstract - This document study different methodologies

used to determinate the optimate frequency routine of

equipment and apply a case of study, with a view to analyze

to value added in the maintenance strategy of the

equipment subject of study of hydrocarbon sector unit

production.

The study is available a theoretical revision on the models

for calculate to inspection methods and supervision

frequency per year. Then, apply this methodology to

equipment subject of study, analyze the results and shows

conclusion and recommendation work developed.

Palabras Clave- CBM, Frecuencia, Inspección, Mantenimiento.

I. INTRODUCCIÓN

El mantenimiento en grandes industrias como el

sector de hidrocarburos ha tomado cada vez más

importancia ya que una adecuada planeación,

permite a las empresas generar mayor valor a sus

activos. Es así como hoy en día se habla de

diferentes tipos de mantenimiento: correctivo y

preventivo, dentro del cual se tiene el

mantenimiento predeterminado o mantenimiento

basado en condición (CBM), el cual ha tomado

gran interés en la industria ya que no solo busca

prevenir la ocurrencia de fallos inesperados en los

equipos, además permite monitorear los equipos

con técnicas que no afecten la operación y en

tiempos donde la relación costo- beneficio sea

mayor.

Por esto, para la implementación de un

mantenimiento basado en condición, se propone

la realización de una matriz (Matriz CBM) en la

cual se realiza la caracterización de los equipos

objeto del plan de mantenimiento de la empresa

teniendo en cuenta factores como la criticidad de

estos dentro del proceso, ubicación técnica,

análisis causa efecto, controles modos de falla

para cada técnica aplicada, tiempos de monitoreo

y análisis según la técnica, la frecuencia entre

monitoreo, entre otros. Es un aspecto clave el

cálculo de esa frecuencia de monitoreo, ya que

permitirá hacer un buen balance de las horas

hombre (HH) necesarias para realizar el

monitoreo de los equipos, donde se evite hacer

mantenimientos innecesarios y se refleje la

relación beneficio costo de aplicar CBM en los

equipos y se genere valor sobre los activos.

Dado que la termografía infrarroja es una técnica

de CBM que permite estudiar el estado en que se

encuentra un elemento sin interrumpir su

funcionamiento en el sistema y no es una prueba

destructiva, permite monitorear elementos

importantes para la maniobra y protección de un

sistema, tal es el caso de los reconectadores y

seccionadores. Los reconectadores son equipos

que permiten el recierre automático cuando se

presentan fallas en la red, teniendo la capacidad

de reestablecer automáticamente el servicio ante

el despeje de la falla. Por su parte, los

seccionadores permiten realizar maniobras de

conexión y desconexión ante condiciones de

operación o mantenimiento.

I. METODOLOGÍAS PARA EL CÁLCULO DE LA

FRECUENCIA DE MONITOREO

A. Curva P-F

La curva P-F describe desde la entrada en

funcionamiento de un equipo, el momento en que

comienza una falla y prosigue el deterioro hasta

un punto en el cual puede ser detectado (el punto

de Falla Potencial "P"). A partir de ahí, si no se

detecta y no se toman las acciones adecuadas,

continúa el deterioro a veces a un ritmo acelerado

hasta alcanzar el punto "F" de Falla Funcional. El

tiempo que transcurre entre el punto en que

aparece una Falla Potencial y el punto en el cual

se transforma en una Falla Funcional, se conoce

como intervalo P-F [1].

Este intervalo de tiempo entrega el tiempo total

que se dispone para evitar la falla funcional. Para

garantizar el reconocimiento oportuno de las

fallas potenciales, la frecuencia de inspección

debe ser menor al intervalo P-F respectivo. El

intervalo P-F neto es el intervalo real que se

cuenta para evitar una falla funcional. La

magnitud del intervalo P-F neto depende

directamente de la frecuencia de inspección

determinada [2].

Figura 1Curva P-F. Elaboración propia con [2],[3]

B. Diagrama de Pareto

El diagrama de Pareto es el resultado de aplicar

una técnica estadística sencilla que permite

discriminar los actores o parámetros más

influyentes en alguna variable de estudio,

mediante un método de análisis gráfico; por ende,

permite identificar los elementos críticos de un

sistema[2].

Con el diagrama de Pareto se busca analizar e

identificar las causas más probables de eventos

que se presenten en un proceso o actividad dentro

de un conjunto. El principio de este método

establece que el 20% de las causas (Vitales)

producirá el 80% de los efectos, mientras que el

80% de las causas (Triviales) producirá el 20% de

los efectos. Vilfredo Pareto demostró que esta

regla empírica se puede aplicar a muchos

aspectos de la vida; siendo algunos de estos; el

análisis de fallas de un sistema y el control de

calidad de los productos [2].

Para realizar el análisis de Pareto se debe realizar

una lista con los ítems (Generalmente se utilizan

los 10 de mayor impacto “Top Ten”),

organizándose de mayor a menor. Mientras en el

eje secundario se suma el porcentaje de

importancia que cada evento aporta. Esta grafica

permite identificar de manera inmediata los

eventos en donde se deben enfocar los esfuerzos

para ejecutar acciones correctivas y obtener los

mejores resultados[4].

Tabla I Datos Ejemplo Pareto [4]

Modo de Falla Eventos Pareto

Lectura anormal de Instrumentos 1050 38%

Fuga externa de medio de proceso 650 59%

Rotura 320 70%

Obstrucción / restricción 300 80%

No funciona como debe 170 86%

Operación errónea 125 90%

Deficiencia estructural 100 93%

Problemas menores en servicio 50 95%

Vibración 25 96%

Daño Mecánico 3 96%

2793

Figura 2. Ejemplo diagrama de Pareto [4]

A. Factor de Costos, Fallas y Ajuste

El valor del intervalo entre inspecciones

predictivas será directamente proporcional a tres

factores: factor de costo, factor de falla y factor

de ajuste. Así, la relación matemática se define

como[5]: 𝐼 = 𝐶 × 𝐹 × 𝐴

Ecuación 1Intervalo entre inspecciones

Donde: C es el factor de costo, F es el factor de

falla y A el factor de ajuste.

La relación del factor de costo C está dada por:

𝐶 =𝐶𝑖

𝐶𝑓

Ecuación 2 Factor de Costo

Donde: 𝐶𝑖 es el costo de una inspección

predictiva (en unidades monetarias) y 𝐶𝑓 es el

costo en que se incurre por no detectar la falla (en

unidades monetarias). Por ende, C es un factor

adimensional.

La relación del factor de falla F se expresa como:

𝐹 =𝐹𝑖

ʎ

Ecuación 3Factor de Falla

Donde: 𝐹𝑖 es la cantidad de modos de falla que

pueden ser detectados utilizando la tecnología

predictiva (expresados en fallas por inspección) y

ʎ es la rata de fallas presentadas por el equipo y

que, además podrían ser detectadas por la

tecnología predictiva a ser aplicada (expresada en

fallas por año).

La probabilidad de ocurrencia de más de cero

fallas se expresa como: 1 − 𝑃(0, ʎ) = 1 − 𝑒−ʎ

Ecuación 4 Función de distribución acumulativa de Poisson

Donde P (0, λ) es la función de distribución

acumulativa de Poisson para un valor de

ocurrencia 0 y media λ.

Así, el factor de ajuste será igual a: 𝐴 = − ln(1 − 𝑒−ʎ)

Ecuación 5Factor de ajuste

De acuerdo con lo anteriormente expuesto, el

intervalo de inspecciones predictivas queda

definido como:

𝐼 = −𝐶𝑖 × 𝐹𝑖

𝐶𝑓 × ʎ× ln(1 − 𝑒−ʎ)

Ecuación 6 Intervalo de inspecciones

Expresado en años por inspección. Siendo el

inverso de esta relación igual a la frecuencia de

inspección (f), la misma estará expresada en

inspecciones por año.

II. CASO DE ESTUDIO

A. Datos técnicos y operativos de los equipos

Son objeto de estudio los seccionadores y

reconectadores de un campo producción de

hidrocarburos con datos operativos en un periodo

comprendido de 2015-2018.

B. Aplicación de las metodologías

1. Curva P-F

Para determinar el intervalo P-F se tienen varias

posibilidades expuestas en el libro “RCM II” de

John Moubray; de estas la titulada un enfoque

racional es viable para nuestro caso de estudio

dándole un enfoque donde se busque sustentar el

criterio y la experiencia con los reportes de las

actividades de mantenimiento realizadas en el

campo. En la tabla II se presenta el reporte de

eventos detectados por la técnica de termografía

para un Equipo 1(Reconectador).

Tabla II. Datos Reconectadores campo petrolero en estudio.

Equipo Nombre Semana Estado Tipo Falla

1

RC-

(Reconecta

dor)

Año2015

Sem21 Alarma

Por

determina

r

1

RC-

(Reconecta

dor)

Año2015

Sem23 Alarma

Por

determina

r

1

RC-

(Reconecta

dor)

Año2015

Sem32 Estudio

Por

determina

r

1

RC-

(Reconecta

dor)

Año2016

Sem02

Seguimi

ento

Corrosión

/Suciedad

1

RC-

(Reconecta

dor)

Año2016

Sem04 Estudio Ninguna

1

RC-

(Reconecta

dor)

Año2016

Sem09 Ok

conexión

floja

1

RC-

(Reconecta

dor)

Año2016

Sem25 Alarma

Corrosión

/Suciedad

1

RC-

(Reconecta

dor)

Año2016

Sem29 Estudio Ninguna

1

RC-

(Reconecta

dor)

Año2017

Sem37 Severo

Conexión

Floja

1

RC-

(Reconecta

dor)

Año2017

Sem51 Ok Ninguna

1

RC-

(Reconecta

dor)

Año2017

Sem51 Ok Ninguna

1

RC-

(Reconecta

dor)

Año2017

Sem51 Ok Ninguna

Como lo sugiere [6] se determina el intervalo P-F

para un solo modo de falla a la vez de un equipo,

en este caso se revisará las conexiones flojas de

donde se puede inferir de la tabla anterior que

hasta el año 2016/semana 09 se detectó una falla

con el estado del equipo “ok” (punto P), ya para

el año 2017/semana 37 esta falla hizo cambiar el

estado del equipo a “severo” (punto F). Con este

análisis se tiene la siguiente curva P-F.

Figura 1. Curva P-F Equipo 1 para conexión floja detectada con

termografía.

Con el intervalo P-F determinado se puede inferir

que el intervalo de inspección debería ser menor

a 80 semanas, se toma como criterio para

determinar el intervalo de inspección el 50% del

intervalo P-F, es decir las inspecciones se

realizaran cada 40 semanas. De ahí que:

#Inspección año= 40sem/52sem =1.3≈1

Por tanto, se tiene finalmente como resultado 1

inspección por año.

Este mismo paso a paso ha de realizarse para cada

uno de los equipos objeto de las actividades

CBM.

1. Diagramas de Pareto

Para el caso de estudio se toma la data del

histórico de inspecciones termográficas para

equipos reconectadores y seccionadores del

campo donde se cuenta con información de

cantidad de inspecciones en un delta de tiempo

junto con el número de hallazgos encontradas en

estas y adicional se tiene el MTBF de cada uno de

los equipos tal como se muestra en la Tabla III.

Tabla III. MTBF equipos campo petrolero en estudio.

Equipo Cant.

Inspecciones

Delta

Días

Cant.

Hallazgos

MTBF

(meses)

1 14 994 4 7

2 4 749 2 8

3 5 798 2 9

4 2 378 0 13

5 3 378 0 13

6 3 378 0 13

7 6 798 1 13

8 4 798 1 13

9 4 812 1 14

10 8 994 1 17

Inicialmente, se ordenan los equipos del menor a

mayor MTBF y seleccionar los datos que tengan

un delta de tiempo mayor a un año, así se tiene

una lista top ten de los eventos representativos.

En seguida, se toman los datos históricos de la

tabla anterior y los convertimos todos a una

misma unidad de tiempo (para este estudio se

trabaja con valores anuales), estos se organizan de

mayor a menor número de hallazgos en los

equipos resultado de las inspecciones. Por último,

con la cantidad de hallazgos anuales se calcula el

porcentaje de Pareto. Los resultados se tabulan a

continuación.

Tabla IV. Pareto equipos campo petrolero en estudio.

Equipo

Cant.

Inspecciones

anuales

Cant.

Hallazgos

anuales

Pareto

1 5,14084507 1,4688129 29%

2 1,949265688 0,9746328 48%

3 2,286967419 0,914787 66%

4 2,744360902 0,4573935 75%

5 1,829573935 0,4573935 84%

6 1,798029557 0,4495074 93%

7 2,937625755 0,3672032 100%

8 1,931216931 0 100%

9 2,896825397 0 100%

10 2,896825397 0 100%

5,0897303

Luego, se procede a realizar el diagrama de Pareto

con la información de la tabla 4.

Figura 1. Pareto Equipos

Aplicando el principio del diagrama de Pareto se

identifican en que equipos se obtuvieron más

hallazgos en las inspecciones y así relacionar la

cantidad de estas necesarias para su detención. Lo

que se realizo es tomar las inspecciones de los

equipos que representan los eventos sobre el 80%

y calcular su promedio aritmético, redondeando

este promedio a un número entero para obtener

finalmente como resultado 3 inspecciones por

año.

1. Factor de Costos, Fallas y Ajuste

Para calcular el factor de Costos, se requiere

conocer el costo de aplicar una inspección

predictiva, el cual depende del costo de las Horas

Hombres (HH) de monitoreo y análisis requeridos

por los equipos. Para una inspección termográfica

en reconectadores y seccionadores, se tiene que:

Tabla V. Balance del Recurso

RECURSO TERMOGRAFIA

Monitoreo Análisis

HH 1,5 1

Costo $83.000 $53.000

TOTAL $124.500 $53.000

De la Tabla V se determina que el costo de una

inspección predictiva está dado por:

𝐶𝑖 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑀𝑜𝑛𝑖𝑡𝑜𝑟𝑒𝑜 + 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝐴𝑛á𝑙𝑖𝑠𝑖𝑠 Ecuación 1 Costo de una inspección predictiva.

Obteniendo que: 𝐶𝑖 = 124.500 + 53.000 = 177.500

El costo de no detectar una falla 𝐶𝑓 corresponde

a la causa más severa que se puede generar por

falla del equipo, que corresponde al costo de la

pérdida total de la función del equipo y la

afectación del sistema. Dado que los

reconectadores y seccionadores son los equipos

encargados de la protección y maniobras de los

sistemas, cuando ocurre una falla en estos equipos

se afecta la producción del campo, debido a que

pueden aislar a equipos críticos en la operación

generando pérdidas elevadas representadas en

cantidad de barriles de crudo que se dejan de

producir. Para objetos del cálculo, se estima que

el costo de no detectar una falla representa la

pérdida de 300 barriles, con un precio promedio

de US$ 48 por barril. Por lo tanto, Cf es igual a

US$ 14400.

A partir de Ci y Cf se obtiene el factor de costo,

aplicando la ecuación 2:

𝐶 =𝐶𝑖

𝐶𝑓=

𝑈𝑆$ 59,17

𝑈𝑆$ 14400= 0,00411

El factor de falla depende de la cantidad de modos

de falla que pueden ser detectados aplicando la

tecnología predictiva y la tasa de fallas, por lo que

utilizando los modos de falla establecidos por la

ISO 14224, se tiene que para los reconectadores

y seccionadores se pueden detectar 5 modos de

Falla. [7] Para obtener la tasa de falla, se calcula

el MTBF de cada uno de los equipos y se calcula

el promedio para reconectadores (RC) y

seccionadores (SM), obteniendo un MTBF de 15

meses y 11 meses, respectivamente.

A partir del MTBF, se calcula el inverso del

MTBF para hallar el valor de λ tal como se

presenta:

𝜆 =1

𝑀𝑇𝐵𝐹

Ecuación 1 Tasa de Falla

Para reconectadores: 𝜆𝑅𝐶 =1

𝑀𝑇𝐵𝐹=

1

15= 0,068

Para Seccionadores: 𝜆𝑀𝐶 =1

𝑀𝑇𝐵𝐹=

1

11= 0,091

Seguidamente se calcula el Factor de Falla

aplicando la ecuación 3.

En Reconectadores: 𝐹𝑅𝐶 =𝐹𝑖

𝜆𝑅𝐶=

5

0,068= 73,79

En Seccionadores: 𝐹𝑆𝑀 =𝐹𝑖

𝜆𝑆𝑀=

5

0,909= 55

El cálculo del factor de ajuste se realiza con base

en el valor de tasa de falla λ para cada uno de los

equipos y aplicando la ecuación 5.

En reconectadores: 𝐴𝑅𝐶 = − ln 1 − 𝑒−𝜆𝑅𝐶 = − ln(1 − 𝑒−0,068 ) = 2,72

En seccionadores: 𝐴𝑆𝑀 = − ln 1 − 𝑒−𝜆𝑆𝑀 = − ln(1 − 𝑒−0,091) = 2,44

Se aplica la ecuación 1 que relaciona los 3

factores: costos, falla y ajuste obteniendo las

inspecciones para los equipos. 𝐼𝑅𝐶 = 𝐶 × 𝐹𝑅𝐶 × 𝐴𝑅𝐶 = 0,826

𝐼𝑆𝑀 = 𝐶 × 𝐹𝑆𝑀 × 𝐴𝑆𝑀 = 0,55

La frecuencia óptima corresponde a la inversa de

las inspecciones, donde:

𝑓𝑅𝐶 =1

𝐼𝑅𝐶= 1,21 veces por año

𝑓𝑆𝑀 =1

𝐼𝑆𝑀= 1,81 veces por año

Se obtiene como frecuencia óptima en

reconectadores 1,21 veces por año que equivale a

inspecciones cada 297 días y en seccionadores

1,81 veces por año que representa una frecuencia

de inspección cada 198 días.

I. ANÁLISIS DE RESULTADOS

A. Comparación de los resultados obtenidos

Realizando el análisis de frecuencia de inspección

óptima de termografías para reconectadores y

seccionadores, mediante las diferentes

metodologías: Curva P-F Diagramas de Pareto y

Factor de costos, fallas y ajuste, se obtiene que: Tabla VI. Resultado Frecuencia óptima

Metodología Frecuencia óptima (Anual)

Reconectadores Seccionadores

Curva P-F 1 1

Diagrama

de Pareto 3 3

Factor de

Costos,

Falla y

Ajuste

1,21 1,81

Dado que la curva P-F es un método empírico,

utilizado usualmente en campo cuando no se

tienen datos históricos de los equipos, se obtiene

que como mínimo una vez al año se realicen

inspecciones a los activos.

El diagrama de Pareto es un método más

conservador, dado que la frecuencia de monitoreo

es cada 120 días, sugiriendo mayor seguimiento

al estado de los activos, por ende, se requieren

más recursos (HH) representados en costos.

Por su parte, el método de factor de costos, falla

y ajuste como método cuantitativo presenta un

valor más aproximado para la frecuencia de

inspección, donde se tienen en cuenta los costos

de las inspecciones y se basa en datos históricos

de operación de los equipos, por lo cual, al aplicar

un promedio de datos, se aplica un valor de ajuste

que permite disminuir el porcentaje de error y

aproximarse modelando matemáticamente la

frecuencia óptima de inspección de los equipos

objeto de estudio.

B. Ventajas y desventajas de las metodologías

En el método de la curva P-F se obtiene de forma

sencilla la frecuencia de inspección ya que se

hace una revisión de la experiencia de operación

del campo y los criterios ya implementados por

los profesionales para definir las frecuencias de

las actividades de mantenimiento que hasta el

momento han dado buenos resultados.

La desventaja de este método es que se puede

escoger del intervalo P-F un tiempo demasiado

pequeño que incurra en muchas inspecciones y

por tanto se aumenten los costos

innecesariamente.

Aplicando el método del diagrama de Pareto se

tiene una frecuencia de inspección que se sustenta

mejor con los datos cuantitativos de los reportes

de las actividades de inspecciones históricas

dentro de un grupo de equipos comparado con el

método de la curva P-F que es más cualitativa; la

desventaja al implementar este método es que si

no se reporta suficiente información de las

inspecciones realizadas y los hallazgos en estas, o

es incompleta la información, la calidad del

resultado del cálculo no será la misma. Otra

desventaja es que la cantidad de inspecciones

reportadas para un equipo pueden ser el resultado

de un seguimiento a equipos defectuosos y no una

actividad de monitoreo predictivo lo que tendrá

influencia en el resultado.

Finalmente, con el método de factor de costos,

fallas y ajuste se puede calcular de manera

cuantitativa la frecuencia óptima de inspección

cuando se tiene buena data de los equipos objeto

de estudio, por lo cual con respecto a la curva P-

F permitiría calcular de manera más precisa este

valor, con base en la información histórica de

operación de los equipos dado que la Curva P-F

es un método cualitativo, basado en la experiencia

de los operadores, por lo cual presenta un margen

de error más alto.

I. CONCLUSIONES

De manera empírica se puede determinar la

frecuencia de inspección de los equipos, a través

de la curva P-F con base en la experticia del

personal CBM, por lo cual está sujeto a un mayor

porcentaje de error y depende de la habilidad del

personal para anticiparse a la falla.

El diagrama de Pareto permite obtener la

frecuencia de inspección de los activos de una

manera más conservadora, sin embargo, puede no

resultar el método más óptimo dado que no

representa la relación beneficio costo más

efectiva.

Finalmente, empleando el método de factor de

costos, falla y ajuste se puede determinar la

frecuencia óptima de inspección de manera más

completa, puesto que se tiene en cuenta la

relación beneficio costo de los activos,

manteniendo la confiabilidad de los equipos con

base en su criticidad y requerimientos del cliente.

REFERENCIAS

[1] R. Pérez, D. Pérez, and S. Fernández,

“Evaluación por riesgo del peso de las

fallas en transformadores de potencia.”

[2] S. Morales, “Generación y desarrollo de un

pla de mantenimiento preventivo en base a

criticidad, según criterios de estadisticas de

falla en empresa química CLARIANT.”

[3] C. A. Guzman Charrasquiel, “Plan de

análisis de modos / efectos de falla y plan

de mantenimiento para una máquina

industrial lavadora de prendas,” 2013.

[4] C. Trujillo, “Capacitación Ingeniería de

confiabilidad y gestión de información

‘RIM.’” Confipetrol, Bogotá, 2017.

[5] J. Páramo, “Cálculo De Frecuencia De

Muestreo En Análisis De Aceites Y Otras

Tecnologías Predictivas,” Techgnosis Int.

[6] J. Moubray, “Mantenimiento Centrado en

Confiabilidad ‘RCM II,’” Aladon LLC, p.

433, 2004.

[7] ISO 14224, “Petroleum, petrochemical and

natural gas industries — Collection and

exchange of reliability and maintenance

data for equipment,” Iso, vol. 2016, p. 982,

2016.

Judith Adela Canchila Rivera Estudiante de X Semestre en Ingeniería Eléctrica

Universidad Distrital Francisco José de Caldas.

Actualmente, se desempeña como practicante del área de

CBM (Mantenimiento Basado en Condición) en

Confipetrol S.A desarrollando estudios de programas de

predictivo (eléctrico y mecánico) de diferentes campos para

la optimización de las estrategias, realización y

actualización de la Matriz CBM Eléctrica

y Mecánica de los contratos, revisión de

procedimientos, diagnósticos del proceso CBM,

análisis de asertividad, flujograma del proceso CBM y

matriz VARISC, soporte en campo en la realización de

termografías y pruebas estáticas y dinámicas con

MCEMAX.

Yazmín Nieto Valbuena Estudiante de X Semestre en Ingeniería Eléctrica

Universidad Distrital Francisco José de Caldas.

Actualmente, se desempeña como practicante del área

de Confiabilidad de Confipetrol S.A. realizando

seguimiento de indicadores de gestión KPI’s para el

área de Ingeniería de Mantenimiento y Confiabilidad,

levantamiento de equipos en campo y taxonomía de

estos, revisión y actualización de procedimientos de

Confiabilidad, CBM, P&P entre otros ajustados a

normas internacionales; elaboración de matriz CBM

eléctrica para campo petrolero.

Oscar David Flórez Cediel Ingeniero Electricista (2000), Especialista en

Telecomunicaciones de la Universidad Distrital

Francisco José de Caldas (2002), Especialista en

Instrumentación Electrónica de la Universidad Santo

Tomás (2002), Especialista en Sistemas de Transmisión

y Distribución de Energía Eléctrica de la Universidad

de Los Andes (2006) y Magister en Ingeniería Eléctrica

Área Potencia de la Universidad de Los Andes (2010).

Se ha desempeñado como Ingeniero de Proyectos en

INGEDISA S.A., alternando como docente de cátedra

del Programa Ingeniería Electromecánica, de la

Universidad Autónoma de Colombia, del programa de

Ingeniería y del proyecto curricular en Ingeniería

Eléctrica de la Universidad Distrital en asignaturas de

Electrónica de Potencia, Instrumentación Industrial y

Medidas e Instalaciones Industriales, entre otras.

En 2010 y 2011 fue docente de tiempo completo

Programa Ingeniería Electromecánica, docente del

módulo de Transporte y Distribución de Energía y

Coordinador de la Especialización en Planeamiento

Energético de la Universidad Autónoma de Colombia;

y Presidente del Capítulo Ingenieros Eléctricos y

Electrónicos de la Asociación de Egresados de la

Universidad de los Andes INELANDES. En 2012 fue

Director del Programa Ingeniería Electromecánica de la

Universidad Autónoma de Colombia. Desde el 2013

está vinculado con el Proyecto Curricular de Ingeniería

Electrónica y actualmente es el Director de Ing.

Eléctrica de la Universidad Distrital Francisco José de

Caldas.

diseÑo de la estrategia de mantenimiento...

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